Thesis - Técnico Lisboa

 Grid Codes for Isolated Systems Susana Galrão Domingos Ludovino Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco Orientador: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus Co‐Orientador: Profª Doutora Maria Eduarda Pinto de Almeida Pedro Vogal: Prof. Doutor José Pedro da Silva Sucena Paiva Outubro 2010 és como um ídolo, fazes‐me acreditar no possível e lutar pelo impossível fazes‐me perseguir os meus sonhos sem me deixares esquecer quem sou insistes no meu bem e tentas que eu não cometa o mal tornaste‐me a pessoa que sou hoje e devo‐te tudo (as coisas boas e menos boas) tornaste‐me uma pessoa forte, tal como tu… tenho um sonho: quando crescer quero ser como tu! Mariana Este trabalho foi efectuado no âmbito do projecto PTDC/EEA‐ENF/73733/2006, financiado pela Fundação para a Ciência e a Tecnologia Agradecimentos Aos meus orientadores: ao Professor Ferreira de Jesus pelas sugestões, críticas e total disponibilidade… pelo seu optimismo e boa disposição. À Professora Eduarda Pedro pela sua ajuda e simplicidade À REN por me ter proporcionado todas as condições para a realização deste trabalho e aos colegas Mário Andrade, Gil Vicente, Bruno Nunes, Tiago Rodrigues e João Paulo Moreira pela amizade e ajuda no seu desenvolvimento Ao Professor Sucena Paiva por me ter “agarrado” e direccionado para este projecto À Lígia pelas muitas sugestões, incentivo e principalmente pela sua amizade À minha família que me acompanhou em mais um desafio, tornando‐o um pouco mais fácil e natural Ao meu trio: ao meu marido pela sua ajuda e solidariedade às minhas filhas que com muitas exigências em atenção e carinho me obrigaram a esquecer os momentos mais difíceis na elaboração deste trabalho i
Resumo O objectivo do trabalho Grid Codes for Isolated Systems é verificar a aplicação do código de uma rede eléctrica interligada a uma rede eléctrica isolada. Tendo como base o novo Regulamento da Rede de Transporte em vigor em Portugal, foi feita uma análise comparativa com outros regulamentos e procedimentos operacionais, em vigor noutros países da Europa. Com as principais conclusões desta análise foi verificada a sua aplicabilidade numa rede eléctrica isolada, com forte incorporação de energia eólica. Feita a análise de contingências e do regime transitório, foram verificadas as condições de ligação impostas às instalações de produção eólica. A principal conclusão foi de que a capacidade dos geradores eólicos suportarem cavas de tensão é essencial para a operação estável da rede. No entanto, a profundidade e tempo de duração da cava de tensão num sistema isolado, deve ser mais exigente do que as curvas das cavas de tensão previstas nos códigos de redes interligadas que foram analisados. No que respeita a capacidade dos geradores eólicos injectarem corrente reactiva na rede durante a cava de tensão, verificou‐se que a curva exigida nos códigos de rede português e espanhol nunca é integralmente cumprida. Eventuais variações nos parâmetros do modelo do gerador eólico permitem uma pequena melhoria dessa capacidade. Palavras‐chave: Código de rede; rede eléctrica isolada, gerador eólico, cava de tensão, corrente reactiva ii
Abstract The aim of this study is to verify the application of an interconnected system grid code in an isolated system. Based on the new Portuguese transmission grid code, a comparative analysis with other grid codes and operational procedures from other European countries has been made. The main conclusions of this analysis were applied to an isolated system, with strong incorporation of wind power. After verifying the network contingencies and dynamic conditions, the wind farm behavior, as specified by the grid codes and the operation procedures, were assessed. The main conclusion was that fault ride through capability is essential for the network stable operation. However, the depth and duration of the voltage dip in an isolated system should be more severe than the voltage dips specified by the grid codes issued for interconnected networks. As for the requirement of wind generators providing reactive current during a voltage dip, it was concluded that the curve imposed by the Portuguese and Spanish grid codes is not completely obeyed. Changes can be made on the parameters of the models of the wind generators to allow a small improvement of this capability. Keywords: grid code, isolated system, wind generator, fault ride through, reactive current iii
Lista de Tabelas TABELA 2.1 ‐ GAMA DE FREQUÊNCIA DO PARQUE EÓLICO POR MODO DE OPERAÇÃO ............................................................... 19 TABELA 2.2 ‐ VARIAÇÃO DA TENSÃO DURANTE A OCORRÊNCIA DE UMA PERTURBAÇÃO NA REDE ................................................ 20 TABELA 2.3 – VARIAÇÃO DA TENSÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS DE EXPLORAÇÃO .................................................................... 21 TABELA 2.4 – VARIAÇÃO DA FREQUÊNCIA EM CONDIÇÕES NORMAIS DE EXPLORAÇÃO .............................................................. 21 TABELA 2.5 – CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE PARA DESVIOS DE TENSÃO, FREQUÊNCIA E SOBRECARGA NOS RAMOS CONSIDERANDO O REGIME DE CONTINGÊNCIA N‐1 ........................................................................................................................... 22 TABELA 2.6 – CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE PARA DESVIOS DE TENSÃO, FREQUÊNCIA E SOBRECARGA NOS RAMOS CONSIDERANDO O REGIME DE CONTINGÊNCIA N‐2 ........................................................................................................................... 23 TABELA 2.7 – CURVAS TENSÃO‐TEMPO DA CAPACIDADE EXIGIDA AOS GERADORES EÓLICOS PARA SUPORTAREM CAVAS DE TENSÃO ... 24 TABELA 2.8 – CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA À REDE PELOS GERADORES EÓLICOS DURANTE AS CAVAS DE TENSÃO ............ 25 TABELA 2.9 – SISTEMA DE RESPOSTA A VARIAÇÕES DE FREQUÊNCIA ..................................................................................... 25 TABELA 2.10 – SISTEMA DE RESPOSTA A VARIAÇÕES DE TENSÃO ......................................................................................... 26 TABELA 3.1 – REGIME TRANSITÓRIO: DEFEITOS CUJAS TENSÕES NOS BARRAMENTOS AFECTADOS SAEM FORA DOS LIMITES DO RRT: CENÁRIO PV .................................................................................................................................................... 38 TABELA 3.2 – REGIME TRANSITÓRIO: SITUAÇÕES DE DEFEITOS QUE PROVOCAM SOBRECARGAS TEMPORÁRIAS NAS LINHAS E NOS TRANSFORMADORES: CENÁRIO PV ....................................................................................................................... 40 iv
Lista de Figuras FIGURA 1.1 – EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA EÓLICA LIGADA. A POTÊNCIA LIGADA DE 3.571 MW CORRESPONDE À POTÊNCIA INSTALADA DE 3.960 MW ...................................................................................................................................................... 1 FIGURA 1.2 – PRODUÇÃO EÓLICA NO CONSUMO NACIONAL: (A) CRESCIMENTO DA PERCENTAGEM MÉDIA ANUAL; (B) RECORDE DIÁRIO
....................................................................................................................................................................... 1 FIGURA 1.3 – PRODUÇÃO DIÁRIA DAS INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO EÓLICA ............................................................................. 2 FIGURA 2.1 ‐ CURVA TENSÃO‐TEMPO DA CAPACIDADE EXIGIDA ÀS INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO EÓLICA PARA SUPORTAREM CAVAS DE TENSÃO ............................................................................................................................................................ 7 FIGURA 2.2 ‐ CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA PELOS CENTROS ELECTROPRODUTORES EÓLICOS DURANTE CAVAS DE TENSÃO ... 8 FIGURA 2.3 – VALOR DA TG Ф NAS HORAS CP E VS ........................................................................................................... 9 FIGURA 2.4 – CONDIÇÕES DE SIMULAÇÃO DO REGIME DE CONTINGÊNCIA N‐2 ........................................................................ 10 FIGURA 2.5 – CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE PARA DESVIOS DE TENSÃO, ÂNGULO E FREQUÊNCIA ............................................... 11 FIGURA 2.6 – CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE PARA SOBRECARGAS TEMPORÁRIAS .................................................................... 11 FIGURA 2.7– LIMITES DOS PARÂMETROS DE CONTROLO DA REDE ......................................................................................... 15 FIGURA 2.8 – CURVA IMPOSTA NO P.O.12.3 AOS GERADORES EÓLICOS RELATIVO A (A) CAVA DE TENSÃO A SUPORTAR E (B) À CORRENTE REACTIVA A INJECTAR NA REDE .............................................................................................................. 16 FIGURA 2.9 – VALORES DAS VARIÁVEIS DE CONTROLO DOS SEIE ......................................................................................... 17 FIGURA 2.10 – CURVA DA CAVA DE TENSÃO PREVISTA PARA OS (A) SEIE E (B) ESPECIFICAMENTE PARA AS CANÁRIAS .................... 17 FIGURA 2.11 – CURVA DA CAVA DE TENSÃO NA IRLANDA ................................................................................................... 18 FIGURA 2.12 – CURVA DE RESPOSTA POTÊNCIA‐FREQUÊNCIA ............................................................................................. 19 FIGURA 2.13 – LOCALIZAÇÃO DO REGULADOR DE TENSÃO (Z) E ZONA DE MEDIÇÃO DO FACTOR DE POTÊNCIA (Y) ......................... 20 FIGURA 2.14 – CURVA DA POTÊNCIA REACTIVA EXIGIDA A UM PARQUE EÓLICO ...................................................................... 20 FIGURA 2.15 – SISTEMA DE CONTROLO DA REGULAÇÃO POTÊNCIA – FREQUÊNCIA EM ESTUDO PELA REE .................................... 26 FIGURA 2.16 – REGULADOR AUTOMÁTICO DA TENSÃO EM ESTUDO PELA REE ....................................................................... 26 FIGURA 3.1 – ESQUEMA SIMPLIFICADO DA ZONA OESTE DA REDE ELÉCTRICA DA ILHA DA MADEIRA, RETIRADO DO ESTUDO [12] ...... 28 FIGURA 3.2 ‐ PERFIL DE TENSÃO EM REGIME ESTACIONÁRIO NOS BARRAMENTOS DE 60 KV ..................................................... 29 FIGURA 3.3 – PERFIL DE TENSÃO EM REGIME ESTACIONÁRIO NOS BARRAMENTOS DE 30 KV ..................................................... 30 FIGURA 3.4 ‐ PERFIL DE TENSÃO EM REGIME ESTACIONÁRIO NOS BARRAMENTOS DE 6,6 KV .................................................... 30 FIGURA 3.5 – LIMITE MÍNIMO DE TENSÃO (0,9 P.U.). PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐1 NOS BARRAMENTOS DE 60 KV: CENÁRIO PV
..................................................................................................................................................................... 32 FIGURA 3.6 – LIMITE MÍNIMO DE TENSÃO (0,9 P.U.). PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐1 NOS BARRAMENTOS DE 30 KV: CENÁRIO PV
..................................................................................................................................................................... 32 FIGURA 3.7 – LIMITE MÍNIMO DE TENSÃO (0,95 P.U.). PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐1 NOS BARRAMENTOS DE 60 KV: CENÁRIO PV ................................................................................................................................................................. 33 FIGURA 3.8 – LIMITE MÍNIMO DE TENSÃO (0,95 P.U.). PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐1 NOS BARRAMENTOS DE 30 KV: CENÁRIO PV ................................................................................................................................................................. 33 FIGURA 3.9 – PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐1 NOS BARRAMENTOS DE 60 KV: CENÁRIO VIT ............................................... 34 FIGURA 3.10 – LIMITE MÁXIMO DE TENSÃO (1,05 P.U.). PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐1 NOS BARRAMENTOS DE 30 KV: CENÁRIO VIT ................................................................................................................................................................ 34 FIGURA 3.11 – LIMITE MÁXIMO DE TENSÃO (1,05 P.U.) DO RRT. PERFIL DE TENSÃO EM REGIME N‐2 NOS BARRAMENTOS DE 30 KV: CENÁRIO VIT ................................................................................................................................................... 36 FIGURA 3.12 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE CALHETA: CENÁRIO PV ..................................... 39 FIGURA 3.13 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE PALHEIRO FERREIRO: CENÁRIO PV ...................... 40 FIGURA 3.14 ‐ CARACTERÍSTICA TENSÃO‐TEMPO DE REFERÊNCIA E SIMULADA DAS PROTECÇÕES DOS GERADORES EÓLICOS DE ACORDO COM O RRT ..................................................................................................................................................... 42 FIGURA 3.15 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO NOS NOVOS PARQUES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO NO TRANSFORMADOR 30/60 KV DA SE CALHETA: CENÁRIO PV .................................................................................... 42 FIGURA 3.16 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO NOS NOVOS PARQUES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO NO TRANSFORMADOR 60/30 KV DA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV .............................................................................. 43 FIGURA 3.17 ‐ VERIFICAÇÃO DA CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA DURANTE A CAVA DE TENSÃO PROVOCADA DURANTE O DEFEITO JUNTO À SE CALHETA: CENÁRIO PV ......................................................................................................... 44 FIGURA 3.18 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA DURANTE A CAVA DE TENSÃO PROVOCADA DURANTE O DEFEITO JUNTO À SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV ................................................................................................... 44 FIGURA 3.19– VERIFICAÇÃO DA CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA DURANTE A CAVA DE TENSÃO PROVOCADA DURANTE O DEFEITO JUNTO À SE PALHEIRO FERREIRO: CENÁRIO PV .......................................................................................... 45 FIGURA 3.20 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA NOS GERADORES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE CALHETA: CENÁRIO PV .. 46 v
FIGURA 3.21 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA NOS GERADORES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV
..................................................................................................................................................................... 46 FIGURA 3.22 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE VITÓRIA: CENÁRIO VIT ..................................... 48 FIGURA 3.23 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE CALHETA ........................................................ 49 FIGURA 3.24 – EVOLUÇÃO DA FREQUÊNCIA DURANTE UM DEFEITO JUNTO À SE CANIÇAL: CENÁRIO VIT ..................................... 49 FIGURA 3.25 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO NOS NOVOS PARQUES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO NA SE CALHETA: CENÁRIO VIT ................................................................................................................................................... 50 FIGURA 3.26 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO NOS NOVOS PARQUES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO VIT .......................................................................................................................... 51 FIGURA 3.27 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO NOS NOVOS PARQUES EÓLICOS DURANTE UM DEFEITO NA LINHA 60 KV DA SE VITORIA PARA SE CALHETA: CENÁRIO VIT .................................................................................................... 51 FIGURA 3.28 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA DURANTE A CAVA DE TENSÃO PROVOCADA DURANTE O DEFEITO JUNTO À SE PEDRA MOLE: CENÁRIO VIT .................................................................................................. 52 FIGURA 3.29 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DE FORNECIMENTO DE REACTIVA DURANTE A CAVA DE TENSÃO PROVOCADA DURANTE O DEFEITO JUNTO À SE MACHICO: CENÁRIO VIT ....................................................................................................... 52 FIGURA 4.1 – DIAGRAMA DE BLOCOS QUE REPRESENTA A CORRENTE REACTIVA DO GERADOR EÓLICO ......................................... 55 FIGURA 4.2 – TENSÃO OBSERVADA NO GERADOR EÓLICO Nº1 DO NPE6 PARA AS VARIAÇÕES DE XEQ. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV .................................................................................................................................................... 56 FIGURA 4.3 – POTÊNCIA ACTIVA OBSERVADA NO GERADOR EÓLICO Nº1 DO NPE6 PARA AS VARIAÇÕES DE XEQ. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV ......................................................................................................................................... 56 FIGURA 4.4 – POTÊNCIA REACTIVA OBSERVADA NO GERADOR EÓLICO Nº1 DO NPE6 PARA AS VARIAÇÕES DE XEQ. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV ........................................................................................................................... 57 FIGURA 4.5 – DISTRIBUIÇÃO DE IREA/IPED OBSERVADA NO GERADOR EÓLICO Nº1 DO NPE6 PARA AS VARIAÇÕES DE XEQ. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV ........................................................................................................................... 57 FIGURA 4.6 – TENSÃO OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,8. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV .................................................................................................................................................... 58 FIGURA 4.7 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,8. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV ................................................................................................................................................................. 59 FIGURA 4.8 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,8. DEFEITO NA SE ALEGRIA: CENÁRIO PV
..................................................................................................................................................................... 60 FIGURA 4.9 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,8. DEFEITO NA SE CALHETA: CENÁRIO PV
..................................................................................................................................................................... 60 FIGURA 4.10 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,7. DEFEITO NA SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV .................................................................................................................................................... 61 FIGURA 4.11 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,7. DEFEITO NA SE ALEGRIA: CENÁRIO PV ................................................................................................................................................................. 61 FIGURA 4.12 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO XEQ=0,5 E XEQ=0,6. DEFEITO NA SE CALHETA: CENÁRIO PV ................................................................................................................................................................. 62 FIGURA 4.13 ‐ CARACTERÍSTICA TENSÃO‐TEMPO DE REFERÊNCIA E SIMULADA DAS PROTECÇÕES DOS GERADORES EÓLICOS DE ACORDO COM O P.O.12.2 DO SEIE DAS CANÁRIAS ............................................................................................................. 63 FIGURA 4.14 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO EXIGIDA NO P.O.12.2, CONSIDERANDO OS GERADORES EÓLICOS COM XEQ=0,7 E COM A ALTERAÇÃO DAS PARAMETRIZAÇÕES DOS RELES DE MÍNIMO DE TENSÃO. DEFEITO JUNTO À SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV .................................................................................................................................................... 64 FIGURA 4.15 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO A ALTERAÇÃO DAS PARAMETRIZAÇÕES DOS RELES DE MÍNIMO DE TENSÃO E XEQ=0,7. COMPARAÇÃO COM A SITUAÇÃO INICIAL (XEQ=0,8 E PARAMETRIZAÇÕES INICIAIS). DEFEITO JUNTO À SE PEDRA MOLE: CENÁRIO PV ............................................................................................................... 64 FIGURA 4.16 – VERIFICAÇÃO DA CURVA DA CAVA DE TENSÃO EXIGIDA NO P.O.12.2, CONSIDERANDO OS GERADORES EÓLICOS COM XEQ=0,6 E COM A ALTERAÇÃO DAS PARAMETRIZAÇÕES DOS RELES DE MÍNIMO DE TENSÃO. DEFEITO JUNTO À SE CALHETA: CENÁRIO PV .................................................................................................................................................... 65 FIGURA 4.17 – IREA/IPD OBSERVADA NOS PARQUES EÓLICOS CONSIDERANDO A ALTERAÇÃO DAS PARAMETRIZAÇÕES DOS RELES DE MÍNIMO DE TENSÃO E XEQ=0,6. COMPARAÇÃO COM A SITUAÇÃO INICIAL (XEQ=0,8 E PARAMETRIZAÇÕES INICIAIS). DEFEITO JUNTO À SE CALHETA: CENÁRIO PV ..................................................................................................................... 66 FIGURA 5.1 – CURVA DA CAVA DE TENSÃO SUGERIDA NO ÂMBITO DO GRID CODE FOR ISOLATED SYSTEMS .................................. 69 vi
Lista de Abreviaturas AT Alta Tensão CECRE Centro de Control de Régimen Especial CEEL‐IST Centro de Energia Eléctrica do Instituto Superior Técnico CER Commission for Energy Regulation CIMTR3 Induction Generator Model DEP‐EM Direcção de Estudos e Planeamento da Empresa de Electricidade da Madeira, S.A. EDA Electricidade dos Açores, S.A EEM Empresa de Electricidade da Madeira, S.A. ENTSO European Network of Transmission System Operators f0 Frequência de referência FACTS Flexible AC Transmission Systems FRT Fault Ride Through GEAERA GE Wind Turbine Aerodynamics GECNA GE Wind Turbine Generator Control GEDFA GE Wind Turbine Doubly‐Fed Induction Generator GENSAL Salient Pole Generator Model GEPCHA GE Pitch Control Horas CP Período com as horas cheias e de ponta Horas VS Período com as horas de vazio e de super vazio Ipré‐defeito ou Ipd Corrente pré‐defeito Ireactiva ou Irea Corrente reactiva kLL Constante de modelo Generator Current Injection dos geradores eólicos tipo MIDA Manual do SEPM Manual de Procedimentos de Acesso e Operação do SEPM MAT Muito Alta Tensão Mbase Potência aparente nominal da instalação MEID Ministério da Economia, da Inovação e do Desenvolvimento MIDA Máquina de Indução Duplamente Alimentada MIRG Máquina de Indução de Rotor em Gaiola ORT Operador da Rede Nacional de Transporte P.O. Procedimentos de Operação PRE Produtores/Produção em Regime Especial PSS/E Power System Simulator for Engineering PV Cenário Ponta de Verão REE Rede Eléctrica de Espanha REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. RESP Rede Eléctrica Nacional de Serviço Publico RNT Rede Nacional de Transporte vii
RQS Regulamento da Qualidade de Serviço RRD Regulamento da Rede de Distribuição RRT Regulamento da Rede Transporte s Escorregamento SE Subestação SEIE Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares SEN Sistema Eléctrico Nacional SEP Sistema Eléctrico de Serviço Publico SEPM Sistema Eléctrico de Serviço Público da Madeira Siemens PTI Siemens Power Tecnologies International STATCOM Static Synchronous Compensator TIpcmd e TEqcmd Constantes de tempo do modelo Generator Current Injection dos geradores eólicos tipo MIDA U ou V Tensão UC ou VC Tensão declarada UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity Umin Valor mínimo da tensão Un Tensão nominal UPFC Controlador Universal de Potência VIT Cenário Vazio de Inverno Típico VTGTPA Under/Over Voltage Generator Tripping Relay w0 Velocidade angular W2MSFA Two‐mass Shaft WGUSTA Wind Gust and Ramp Xeq Reactância Equivalente Δf Desvio de Frequência ΔPP Incremento de Potência activa viii
Índice 1 Introdução ................................................................................................................... 1 1.1 Fase A: Análise de códigos de rede existentes para redes eléctricas interligados e para redes eléctricas isoladas .............................................................................................................. 2 1.2 Fase B: Verificação da aplicabilidade dos códigos de rede analisados numa rede eléctrica isolada ....................................................................................................................................... 3 1.3 2 Fase C: Conclusões para a aplicação de um código de rede numa rede eléctrica isolada .. 3 Análise dos códigos de rede......................................................................................... 4 2.1 2.2 Introdução ...................................................................................................................... 4 Em Portugal .................................................................................................................... 5 2.2.2.1 Condições técnicas de ligação de instalações de produção eólicas à RNT (Capítulo 3 do RRT) 6 (RRT 3.7.2) Definição dos transformadores de interligação ..................................................................... 6 (RRT 3.7.3) Capacidade de suportar incidentes da rede ........................................................................... 6 (RRT 3.7.4) Capacidade de suportar cavas de tensão na sequência de defeitos na rede ......................... 7 (RRT 3.7.5) Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão ............................................. 7 (RRT 3.7.6) Controlabilidade da geração eólica ........................................................................................ 8 (RRT 3.8.1) Energia reactiva ...................................................................................................................... 9 2.2.2.2 Padrões de segurança para planeamento da RNT (Capítulo 9 do RRT) ................................. 9 (RRT 9.2) Condições topológicas a considerar ........................................................................................ 10 (RRT 9.3) Critérios de estabilidade ......................................................................................................... 10 (RRT 9.4) Limites de aceitabilidade de sobrecarga e de tensão ............................................................. 11 (RRT 9.5.2.3) Hipóteses para simulação considerando as centrais eólicas ............................................. 12 2.2.3.1 Critérios de funcionamento e segurança para a exploração do sistema eléctrico da Madeira (Secção 2.1.2 do Manual do SEPM) ........................................................................................................ 12 (Manual do SEPM 2.1.2.2.1) Frequência ................................................................................................ 12 (Manual do SEPM 2.1.2.2.2) Tensão ....................................................................................................... 13 2.2.3.2 Análises de segurança (Secção 2.1.3 do Manual do SEPM) ................................................. 13 (Manual do SEPM 2.1.3.1) Falha simples (critério N‐1) .......................................................................... 13 (Manual do SEPM 2.1.3.2) Falha de linhas de duplo circuito ................................................................. 13 (Manual do SEPM 2.1.3.2) Falha do maior grupo gerador de serviço .................................................... 14 2.3 Em Espanha .................................................................................................................. 14 2.3.2.1 Procedimentos de Operação (P.O.) ..................................................................................... 15 (P.O. 1.1.) Condições do funcionamento e segurança de operação do sistema .................................... 15 (P.O. 1.4.) Condições de entrega de energia no ponto de ligação.......................................................... 15 (P.O. 12.3) Resposta dos geradores eólicos a cavas de tensão .............................................................. 16 2.3.2.2 Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) .................................................................. 16 2.3.3 Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares ........................................................................ 16 2.3.3.1 Procedimentos de Operação (P.O.) ..................................................................................... 17 (P.O.1.) Funcionamento dos SEIE ............................................................................................................ 17 (P.O.12.2) Requisitos mínimos de ligação à rede ................................................................................... 17 2.4 Irlanda .......................................................................................................................... 18 2.4.1 Introdução ..................................................................................................................................... 18 2.4.2 Wind Farm Transmission Grid Code (WF1/WFPS1) ....................................................................... 18 (WF1.4) Resposta dos geradores eólicos a cavas de tensão ................................................................... 18 (WF1.5.1) Variação da frequência .......................................................................................................... 19 (1.5.1 WF1.5.2) Resposta de frequência ................................................................................................. 19 (WF1.6.1) Variação da tensão ................................................................................................................. 19 (WF1.6.2) Regulação automática da tensão ........................................................................................... 20 (WF1.6.3) Especificação para a potência reactiva .................................................................................. 20 ix
2.5 Análise comparativa dos códigos de rede estudados ..................................................... 21 2.5.1 Variáveis de controlo do funcionamento da rede ......................................................................... 21 2.5.1.1 Tensão ................................................................................................................................. 21 2.5.1.2 Frequência ........................................................................................................................... 21 2.5.2 Análises de Segurança ................................................................................................................... 22 2.5.2.1 Falha simples [N‐1] .............................................................................................................. 22 2.5.2.2 Regime de contingência [N‐2] ............................................................................................. 22 2.5.3 Ligação dos geradores eólicos à rede ............................................................................................ 23 2.5.3.1 Capacidade para suportar cavas de tensão ......................................................................... 23 2.5.3.2 Fornecimento de energia reactiva à rede durante o defeito .............................................. 24 2.5.3.3 Resposta a variações de frequência .................................................................................... 25 2.5.3.4 Resposta a variações de tensão ........................................................................................... 26 3 Aplicação dos códigos de rede analisados numa rede electricamente isolada: Rede Eléctrica da Ilha da Madeira ............................................................................................. 27 3.1 Introdução .................................................................................................................... 27 3.2 Descrição da Rede Eléctrica da Madeira ........................................................................ 27 3.3 Regime Estacionário ...................................................................................................... 29 Introdução ..................................................................................................................................... 29 Análise dos resultados ................................................................................................................... 29 3.3.1 3.3.2 3.4 Análise de Contingências .............................................................................................. 31 3.4.1 Introdução ..................................................................................................................................... 31 3.4.2 Analise dos resultados: contingência em regime [N‐1] ................................................................. 31 3.4.2.1 Cenário Ponta de Verão ....................................................................................................... 31 3.4.2.2 Cenário Vazio de Inverno Típico .......................................................................................... 34 3.4.3 Analise dos resultados: contingência em regime [N‐2] ................................................................. 35 3.4.3.1 Cenário Ponta de Verão ....................................................................................................... 35 3.4.3.2 Cenário Vazio de Inverno Típico .......................................................................................... 35 3.4.4 Conclusão ...................................................................................................................................... 36 3.5 Regime Transitório ........................................................................................................ 37 3.5.1 Introdução ..................................................................................................................................... 37 3.5.2 Análise dos resultados: cenário Ponta de Verão ........................................................................... 37 3.5.2.1 Estabilidade transitória na rede: critérios de estabilidade .................................................. 37 Tensão ..................................................................................................................................................... 37 Desvios de frequência ............................................................................................................................. 39 Sobrecargas nas linhas e nos transformadores ...................................................................................... 40 3.5.2.2 Estabilidade transitória nos geradores eólicos .................................................................... 41 Capacidade para suportarem cavas de tensão ....................................................................................... 41 Fornecimento de energia reactiva à rede durante o defeito ................................................................. 43 Resposta a variações de frequência ....................................................................................................... 45 Resposta a variações de tensão .............................................................................................................. 47 3.5.3 Análise de resultados: cenário Vazio de Inverno Típico ................................................................ 47 3.5.3.1 Estabilidade transitória na rede: critérios de estabilidade .................................................. 47 Tensão ..................................................................................................................................................... 47 Desvios de frequência ............................................................................................................................. 47 Sobrecargas nas linhas e nos transformadores ...................................................................................... 50 3.5.3.2 Estabilidade transitória nos geradores eólicos .................................................................... 50 Capacidade para suportarem cavas de tensão ....................................................................................... 50 Fornecimento de energia reactiva à rede durante o defeito ................................................................. 52 Resposta a variações de frequência ....................................................................................................... 53 Resposta a variações de tensão .............................................................................................................. 53 3.5.4 Conclusão ...................................................................................................................................... 53 x
4 Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos para cumprimento dos códigos de redes analisados ............................................................................................................... 54 4.1.1 Introdução ..................................................................................................................................... 54 4.1.2 Fornecimento de reactiva durante cavas de tensão: alteração de parâmetros ........................... 54 4.1.2.1 Variação do valor da reactância equivalente (Xeq) ............................................................... 55 4.1.2.2 Validação do novo valor da reactância equivalente ............................................................ 58 4.1.2.3 Validação da alteração do valor da reactância equivalente considerando o cenário Vazio de Inverno Típico .......................................................................................................................................... 62 4.1.3 Capacidade de suportar cavas de tensão: alteração de parâmetros ............................................ 62 4.1.4 Conclusão ...................................................................................................................................... 66 5 Grid Code for Isolated Systems: Conclusão ................................................................ 67 5.1 Análises de segurança ................................................................................................... 67 5.1.1 Regime normal de funcionamento ................................................................................................ 67 Tensão: .................................................................................................................................................... 67 Frequência: ............................................................................................................................................. 67 Sobrecargas: ........................................................................................................................................... 68 5.1.2 Regime de contingência [N‐1] ou falha simples ............................................................................ 68 Tensão: .................................................................................................................................................... 68 Frequência: ............................................................................................................................................. 68 Sobrecargas: ........................................................................................................................................... 68 5.1.3 Regime de contingência [N‐2] ....................................................................................................... 68 Tensão: .................................................................................................................................................... 68 Frequência: ............................................................................................................................................. 68 Sobrecargas: ........................................................................................................................................... 68 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.3 Ligação dos geradores eólicos à rede ............................................................................ 69 Capacidade de suportar cavas de tensão na sequência de defeitos na rede ................................ 69 Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão .................................................... 69 Resposta a variações de frequência .............................................................................................. 70 Resposta a variações de tensão .................................................................................................... 70 Outras considerações .................................................................................................... 70 6 Bibliografia ............................................................................................................... 71 7 Anexo(s) .................................................................................................................... 73 8 Apêndice(s) ............................................................................................................... 73 xi
1 Introdução Em 1992 foi ligado em Sines o primeiro parque eólico à rede eléctrica nacional de serviço público (RESP), constituído por 12 geradores eólicos (ou aerogeradores) com a potência unitária de 150 kW. Desde essa data a construção e ligação de parques eólicos (ou também denominadas instalações de produção eólica) tem vindo a crescer (Figura 1.1), sendo que no final do 1º semestre de 20101 Portugal tinha já uma potência eólica instalada de 3.960 MW, que representava cerca de 21 % da potência total instalada no Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Figura 1.1 – Evolução da potência eólica ligada. A potência ligada de 3.571 MW corresponde à potência instalada de 3.960 MW Em termos de abastecimentos dos consumos, a percentagem em que os parques eólicos intervém na satisfação do consumo nacional tem vindo a crescer, conforme Figura 1.2(a), tendo atingido no final do 1º semestre de 2010 a percentagem média de 18 %, com um recorde diário de 63 % em Março de 2010, Figura 1.2(b). Figura 1.2 – Produção eólica no consumo nacional: (a) crescimento da percentagem média anual; (b) recorde diário Face aos valores de potência eólica já instalada e à volatilidade da produção eólica (conforme o exemplo da Figura 1.3), a integração e a perda de elevados volumes de produção eólica no SEN começa a ter repercussões significativas na segurança da rede e na qualidade de serviço de abastecimento. Assim e uma vez que se prevê um crescimento contínuo de incorporação de potência eólica na rede eléctrica (com a ligação de novos parques eólicos e/ou com a ampliação de parques eólicos já em funcionamento), tanto a nível nacional como internacional, tem havido uma enorme reflexão e discussão sobre as capacidades 1
Dados obtidos na publicação Energia Eólica em Portugal – 1º Semestre 2010, da REN, S.A. (www.ren.pt) 1
técnicas a exigir a esses equipamentos, assim como sobre a capacidade de controlo e gestão da sua produção. Esta reflexão e discussão têm envolvido universidades, entidades oficiais, gestores e operadores das redes, promotores das instalações de produção e fabricantes da tecnologia. Figura 1.3 – Produção diária das instalações de produção eólica Enquanto em alguns países da Europa, como sejam Espanha, Irlanda e Alemanha já foram definidas orientações específicas para a ligação das instalações de produção de energia renovável (em particular a eólica), estando mesmo em apreciação novas regras mais exigentes, em Portugal só recentemente foram aprovados os novos códigos de rede (Regulamento da Rede de Transporte e Regulamento da Rede de Distribuição), onde foram introduzidas as condições técnicas de ligação dos produtores em regime especial (PRE)2. No entanto, estes códigos de rede não se aplicam às Regiões Autónomas da Madeira e dos Açores, existindo procedimentos de acesso e operação específicos para a sua aplicabilidade e que não contemplam a ligação de instalações de produção eólica. Enquadrado neste contexto, o trabalho proposto, Grid Codes for Isolated Systems, não poderia ser mais actual e pertinente. Aceite o desafio, o trabalho desenvolveu‐se em três fases distintas. 1.1 Fase A: Análise de códigos de rede existentes para redes eléctricas interligados e para redes eléctricas isoladas O objectivo deste trabalho é verificar a aplicação de um código de rede interligada numa rede eléctrica isolada. Assim, propõe‐se na primeira fase (capítulo 2) começar por analisar o novo Regulamento da Rede de Transporte, como exemplo de um código de rede interligada. Para além deste regulamento, que servirá de base, serão analisados e comparados outros códigos e procedimentos de rede. Uma vez que na segunda fase (fase experimental) será utilizada a rede eléctrica da Madeira, como exemplo de uma rede eléctrica isolada, vai ser analisado o Manual de Procedimentos de Acesso e Operação do Sistema Eléctrico Público da Madeira. Este Manual estabelece um conjunto de regras, procedimentos, deveres e direitos das partes, no âmbito de coordenação do funcionamento das redes de transporte e distribuição e das instalações ligadas à rede eléctrica da Madeira. 2
Produção em regime especial (PRE) é a actividade licenciada ao abrigo de regimes jurídicos especiais, no âmbito da adopção de políticas destinadas a incentivar a produção de electricidade, nomeadamente através da utilização de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e electricidade (fonte: www.erse.pt) 2
Para além destes documentos nacionais, serão analisados os procedimentos de operação em vigor em Espanha e um anexo ao código de rede da Irlanda. Considera‐se interessante a análise dos procedimentos que estão em vigor em Espanha devido à forte incorporação na rede eléctrica de instalações de produção em regime especial, o que implicou não só uma adaptação e actualização dos procedimentos anteriormente definidos, como também uma gestão dessa produção. Por outro lado, a existência de pequenos sistemas e sistemas eléctricos isolados, levaram à definição de procedimentos específicos. Estes sistemas são os designados por Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares (SEIE) e são relativos às ilhas Canárias e Baleares, assim como aos pequenos sistemas eléctricos de Ceuta e Melilla. Sendo a Irlanda uma rede eléctrica (praticamente) isolada, será analisado o documento Wind Farm Transmission Grid Code Provisions (WF1/WFPS1), anexo ao código de rede existente, que reflecte especificamente as preocupações relacionadas com a ligação de parques eólicos à rede. Por fim, será efectuada uma análise conjunta e comparativa dos vários códigos/procedimentos de rede. 1.2 Fase B: Verificação da aplicabilidade dos códigos de rede analisados numa rede eléctrica isolada Feita a análise comparativa de vários códigos de rede propõe‐se, na segunda parte do trabalho, verificar a sua aplicabilidade a uma rede electricamente isolada (capítulo 3). A rede eléctrica que vai ser utilizada é a da Ilha da Madeira, uma vez que, para além de ser uma rede electricamente isolada, incorpora parques eólicos no seu mix de centrais de produção de energia eléctrica. Esta rede foi criada no âmbito de um trabalho efectuado pelo Centro de Energia Eléctrica do Instituto Superior Técnico (CEEL‐IST) e pela Rede Eléctrica Nacional, S.A. (REN), em Março de 2009, denominado Determinação da Capacidade de Integração de Energias Renováveis nas ilhas da Madeira e do Porto Santo no período 2006‐2010 – Impacto do aumento da potência eólica instalada na rede eléctrica da Madeira no ano de 2010. O estudo do CEEL‐IST/REN teve em consideração as exigências previstas no Regulamento da Rede de Transporte, nomeadamente em relação à ligação dos parques eólicos à rede. Assim e uma vez que as exigências do regulamento português são diferentes dos procedimentos exigidos em Espanha ou na Irlanda, propõe‐se no capítulo 4 alterar alguns dos parâmetros dos geradores eólicos e verificar se a sua aplicação é ou não mais favorável para o funcionamento de uma rede eléctrica isolada. 1.3 Fase C: Conclusões para a aplicação de um código de rede numa rede eléctrica isolada Após a análise individual e comparativa que foi efectuada dos vários códigos de rede e da sua aplicabilidade numa rede eléctrica isolada, propõe‐se apresentar na terceira e última fase do trabalho Grid Codes for Isolated Systems, as conclusões obtidas. 3
2 Análise dos códigos de rede 2.1 Introdução Pretende‐se neste capítulo apresentar uma análise de alguns códigos de rede, tomando como ponto de partida o código de rede da rede de transporte portuguesa, denominado Regulamento da Rede de Transporte (RRT). Este documento vem actualizar o anterior regulamento que, entre outras coisas, não especificava as condições técnicas de ligação dos produtores em regime especial (PRE), nomeadamente das instalações de produção eólicas. Em complemento e uma vez que o RRT não se aplica às Regiões Autónomas da Madeira e dos Açores, foi feita uma análise ao Manual de Procedimentos de Acesso e Operação do Sistema Eléctrico Público da Madeira. Este documento especifica as condições de ligação e operação das instalações ligadas à rede eléctrica da Madeira e a sua análise foi de extrema importância uma vez que a rede eléctrica da ilha da Madeira foi utilizada nas simulações efectuadas na 2ª fase do proposto no âmbito do trabalho Grid Codes for Isolated Systems, que será descrita no capítulo 3. O RRT e o Manual do SEPM são analisados na secção 2.2. Na secção 2.3 serão apresentadas as medidas já adoptadas pelo operador da rede eléctrica de Espanha, a nível da operação do sistema, com a criação de procedimentos de operação e de gestão do sistema, específicos para a produção em regime especial e com a criação de um centro de controlo dedicado exclusivamente à produção em regime especial. Na mesma secção serão analisados os procedimentos operacionais criados especificamente para os Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares (SEIE). São considerados Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares os sistemas eléctricos das Ilhas Canárias e Baleares e os pequenos sistemas de Ceuta e Melilla, cuja responsabilidade de gestão e operação é também do operador da rede eléctrica de Espanha. Para além da realidade portuguesa e espanhola, considerou‐se interessante analisar uma parte específica do código de rede da Irlanda uma vez que, face à sua geografia e configuração de rede, pode ser considerada uma rede eléctrica (praticamente) isolada. Nesta perspectiva foi analisado um anexo do código de rede, criado especificamente para definir as condições de ligação dos parques eólicos à rede, denominado Wind Farm Transmission Grid Code (WF1/WFPS1). Para terminar o capítulo 2, na secção 2.4, foi feita uma análise conjunta dos códigos de rede analisados individualmente, agregando, por um lado, os parâmetros de controlo do funcionamento da rede em regime estacionário e em regime de contingência, e por outro lado as exigências em cada um dos países na ligação dos parques eólicos às suas redes. 4
2.2 Em Portugal 2.2.1 Introdução Os códigos de rede em vigor em Portugal Continental são designados por Regulamento da Rede de Transporte (RRT), quando relativo à rede de transporte de energia eléctrica e Regulamento da Rede de Distribuição (RRD), quando relativo à rede de distribuição. Os anteriores RRT e RRD, que entraram em vigor em 20003 e em 19994, respectivamente, não especificavam as condições técnicas de ligação dos produtores em regime especial (PRE), nomeadamente das instalações eólicas. No entanto e face ao enorme crescimento da potência eólica integrada no Sistema Eléctrico de Serviço Publico (SEP) e aos problemas de exploração associados a este crescimento, nomeadamente a nível da estabilidade da rede e da variabilidade da produção, houve necessidade de actualizar esses regulamentos. O crescimento da potência eólica tem‐se verificado quer em termos de número de parques eólicos já construídos, quer da sua dimensão que, por questões de optimização da potência e por questões ambientais se traduz numa cada vez maior potência instalada, com geradores eólicos (também denominados aerogeradores) on‐shore que em Portugal podem ir até aos 3 MW de potência unitária. Face a esta realidade, foi recentemente publicada a [1] Portaria nº 596/2010, de 30 de Julho, com a aprovação dos novos regulamentos: Regulamento da Rede de Transporte (ANEXO I da Portaria nº 596/2010) e Regulamento da Rede de Distribuição (ANEXO II da Portaria nº 596/2010). Estes regulamentos não se aplicam à Regiões Autónomas da Madeira e dos Açores. A concessionária da rede eléctrica da Madeira, Empresa de Electricidade da Madeira, S.A. (EEM) e a concessionária da rede eléctrica dos Açores, Electricidade dos Açores, S.A. (EDA), têm procedimentos de acesso e operação específicos aplicados à sua realidade. Na Região Autónoma da Madeira, a EEM tem publicado o [2] Manual de Procedimentos de Acesso e Operação do Sistema Eléctrico Público da Madeira (doravante designado por Manual do SEPM) que estabelece um conjunto de regras, procedimentos, deveres e direitos das partes, no âmbito de coordenação do funcionamento das redes de transporte e distribuição e das instalações ligadas a essas redes. Uma vez que este trabalho tem como base a rede eléctrica da ilha da Madeira, será também analisado neste capítulo o Manual do SEPM. 2.2.2 Portugal Continental: Regulamento da Rede de Transporte Este estudo foi focalizado essencialmente no RRT, dando particular importância às condições técnicas de ligação de instalações de produção eólica à RNT e aos padrões de segurança para planeamento da RNT, contemplando essas instalações. O actual RRD não foi analisado no âmbito deste trabalho. 3
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Despacho nº 10315/2000, de 3 de Maio Despacho nº 13615/1999, de 24 de Junho 5
2.2.2.1 Condições técnicas de ligação de instalações de produção eólicas à RNT (Capítulo 3 do RRT) (RRT 3.7.2) Definição dos transformadores de interligação As redes de AT5 (ao nível dos 60 kV, na REN) e MAT6 são redes rigidamente ligadas à terra, pelo que o transformador de interligação da subestação de um parque eólico que liga à RNT deve ter, do lado da rede, um regime de neutro concordante com o da RNT. Assim, é exigido aos parques eólicos que: Os transformadores de interligação de instalações de produção eólicas devem ser, quanto aos seus enrolamentos principais, estrela (do lado da rede) / triângulo (do lado da instalação de produção), sendo o neutro do enrolamento em estrela ligado rigidamente à terra. No entanto, por indicação do ORT7, os transformadores de interligação das instalações de produção eólicas podem ter de ser dimensionados de modo a que a ligação do seu neutro à terra possa ser efectuada através de uma impedância limitadora. Ou seja, o neutro do primário do transformador do produtor tem que estar ligado à terra, sendo a única forma de o fazer, através do enrolamento em estrela. Para o transformador estrela/triângulo, a impedância vista do lado do enrolamento em estrela é idêntica à impedância de curto‐circuito, visto que as correntes homopolares circulam livremente no enrolamento em triângulo. No entanto, e uma vez que pode ser necessário limitar as correntes de curto‐circuito à terra, são instaladas reactâncias nos neutros dos enrolamentos primários de alguns desses transformadores. A ligação do neutro à terra através de impedâncias permite reduzir as correntes de curto‐circuito fase‐terra. (RRT 3.7.3) Capacidade de suportar incidentes da rede Do ponto de vista do RRT, as protecções de interligação previstas no [3] Guia Técnico das Instalações de Produção Independente de Energia Eléctrica (protecção de máximo/mínimo de frequência, máximo/mínimo de tensão, máximo de corrente e máximo de tensão homopolar), para as instalações de produção eólicas ligadas directamente à RNT, não devem ser consideradas. No entanto, os geradores eólicos devem ter, no seu sistema de protecção e controlo, a função de máximo de frequência activa e regulada para o valor de frequência regulamentado de 51,5 Hz e a função de mínimo de frequência activa e regulada para o valor de frequência regulamentado de 47,5 Hz, conforme descrito no RRT: As instalações de produção eólicas devem suportar incidentes, sem se desligarem da rede, nas seguintes condições: a) Desvios de frequência entre 47,5 e 51,5 Hz; b) Componente inversa da corrente, até 5% da corrente nominal. Com a disposição a) pretende‐se garantir que a desligação dos geradores eólicos (dentro da gama definida) não amplie ainda mais o desequilíbrio entre a produção e o consumo. 5
Na Alta Tensão (AT) a tensão entre fases tem valor eficaz superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV.
Na Muito Alta Tensão (MAT) a tensão entre fases tem valor eficaz superior a 110 kV 7
ORT é o operador da rede nacional de transporte em MAT 6
6
(RRT 3.7.4) Capacidade de suportar cavas de tensão na sequência de defeitos na rede A capacidade dos geradores eólicos suportarem cavas de tensão8 decorrentes de defeitos trifásicos, monofásicos e bifásicos, é de extrema importância, permitindo que se mantenham ligados à rede e que, após a eliminação do defeito, retomem gradualmente a sua produção. As instalações de produção eólica devem permanecer ligadas à rede para cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação da instalação de produção eólica, esteja acima da curva apresentada na Figura 2.1, não podendo consumir potência activa ou reactiva durante o U/Unominal [pu] defeito e na fase de recuperação da tensão: tempo [s] Figura 2.1 ‐ Curva tensão‐tempo da capacidade exigida às instalações de produção eólica para suportarem cavas de tensão Após a eliminação do defeito e início da recuperação da tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação da instalação de produção eólica, a potência activa produzida deve recuperar de acordo com uma taxa de crescimento por segundo não inferior a 5% da sua potência nominal. Durante a ocorrência de um defeito o gerador eólico deve permanecer ligado à rede sem que haja injecção de potência activa, no entanto, após o defeito e no início da recuperação, a potência activa deverá ir crescendo até atingir novamente a potência nominal (ou a potência no instante em que ocorreu o defeito). Com a implementação desta capacidade nos geradores eólicos, evita‐se que exista maior desequilíbrio entre a geração e o consumo após a eliminação do defeito, no entanto a protecção da interligação do parque eólico de mínimo de tensão não pode estar activa. (RRT 3.7.5) Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão Em complemento da disposição anterior, os geradores eólicos devem fornecer reactiva durante a ocorrência do defeito de forma a compensar o abaixamento da tensão da rede, contribuindo para uma atenuação do defeito e reduzindo a extensão da rede afectada pelo defeito. As instalações de produção eólicas devem fornecer corrente reactiva durante cavas de tensão, de acordo com a Figura 2.2, proporcionando desta forma suporte para a tensão na rede. 8
Cava de tensão é a queda súbita da tensão numa, duas, ou nas três fases, seguida da sua recuperação
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O cumprimento desta curva de produção mínima de corrente reactiva durante afundamentos de tensão pelas instalações de produção eólica deve iniciar‐se com um atraso máximo de 50 ms após Ireactiva/Inpré‐defeito [%] a detecção da cava de tensão. U/Unominal [pu] Figura 2.2 ‐ Curva de fornecimento de reactiva pelos centros electroprodutores eólicos durante cavas de tensão Notas 1 ‐ Zona correspondente ao regime de funcionamento em defeito e recuperação. O produtor eólico, na sequência de um defeito que provoque cavas de tensão superiores a 10 %, deve cumprir a curva de produção mínima de corrente reactiva com um atraso máximo de 50 ms após a detecção da cava de tensão. 2 ‐ Zona correspondente ao regime de funcionamento normal (ao entrar nesta zona de funcionamento o produtor eólico deve regressar ao regime decorrente das regras de reactiva em vigor). 3 ‐ Ipré‐defeito (Ipd) ‐ corrente injectada na rede pelo produtor eólico no instante imediatamente antes da ocorrência da cava de tensão. 4 ‐ Ireactiva (Irea) ‐ corrente reactiva (valor da componente reactiva da corrente) injectada na rede pelo produtor eólico. (RRT 3.7.6) Controlabilidade da geração eólica Em certas situações de exploração do SEN9, nomeadamente quando se verifiquem congestionamentos por indisponibilidade de equipamentos ou quando estiver em causa a segurança do equilíbrio produção‐consumo, o ORT poderá controlar a produção das instalações de produção eólica para que estas não excedam um determinado valor de potência por ele definido. Em casos especiais de forte redução do consumo e excesso de oferta de produção, ou perante a ocorrência de falhas técnicas no sistema, pode haver necessidade de alterar a injecção ou o fluxo de potência na rede, de 9
SEN – Sistema eléctrico nacional 8
modo a assegurar que todos os seus componentes sejam explorados dentro dos limites nominais. Nesta eventualidade, os parques eólicos podem vir a ser afectados, globalmente ou para uma determinada área de rede, podendo ser despachados através da solicitação da redução ou limitação da sua potência activa de injecção na rede por um determinado período de tempo. Para que seja possível o controlo da produção dos parques eólicos, estes têm que estar ligados, directamente ou através de um centro de despacho, ao operador da rede. (RRT 3.8.1) Energia reactiva Todos os produtores em regime especial ligados à RNT devem, nas horas CP10, fazer acompanhar, em regime normal de funcionamento, o fornecimento de energia activa, injectada no ponto de ligação, de uma quantidade de energia reactiva de acordo com a seguinte tabela: Figura 2.3 – Valor da tg Ф nas Horas CP e VS Relativamente aos valores fixados, no quadro anterior, para as quantidades de energia reactiva, admite‐se uma tolerância de ± 5 % da energia activa no mesmo período. O fornecimento de energia reactiva é controlado pelo ORT, podendo, desde que acordado com o ORT, serem estabelecidos outros limites de funcionamento, devendo o produtor ter a capacidade de modular o fornecimento de energia reactiva no intervalo correspondente a uma tg Ф de 0 a 0,2. Com esta disposição pretende‐se evitar que no período de vazio e super vazio, em que não há necessidade de potência reactiva, haja injecção de reactiva por parte dos parques eólicos provocando um aumento indesejado da tensão e que no período de horas cheias e de ponta a não injecção de potência reactiva, quando necessária, provoque um abaixamento da tensão da rede. No entanto pode haver situações em que haja necessidade de definir outros limites diferentes dos estabelecidos na Figura 2.3, nomeadamente quando os parques eólicos se localizam no interior do país, onde existem menos centros de consumo e portanto não é necessária a injecção de potência reactiva. Os parques eólicos localizados em zonas onde existe maior consumo, normalmente junto ao litoral, poderão colaborar na regulação da tensão da rede adaptando a necessidade, ou não, de fornecimento de potência reactiva com as necessidades reais da rede. 2.2.2.2 Padrões de segurança para planeamento da RNT (Capítulo 9 do RRT) No Capítulo 9 do RRT são descritos os padrões de segurança considerados no planeamento da RNT, com vista à obtenção de uma adequada qualidade e continuidade de serviço no abastecimento dos consumos (tendo também em conta ao seu valor económico) e salvaguardando o bom funcionamento das redes interligadas. 10
Horas CP – período com as horas cheias e de ponta Horas VS – período com as horas de vazio e de super vazio 9
Nesta secção resumem‐se as considerações com maior relevância para este trabalho, nomeadamente em relação às condições topológicas a considerar (RRT 9.2), aos critérios de estabilidade (RRT 9.3), aos limites de aceitabilidade de sobrecarga e de tensão (RRT 9.4) e às hipóteses para simulação da produção em regime especial, nomeadamente para as centrais eólicas (RRT 9.5.2.3). (RRT 9.2) Condições topológicas a considerar Nas simulações da RNT devem ser consideradas 3 condições de rede distintas, sendo que os resultados dessas simulações devem respeitar sempre os limites de aceitabilidade de tensão e de sobrecarga definidos em RRT 9.4. Estas condições de rede são: (RRT 9.2.1.1): Situação n – Consideram‐se todos os elementos da RNT em serviço. (RRT 9.2.1.2): Regime de contingência n‐1 – Considera‐se a falha de um qualquer elemento da RNT (linha simples, circuito de linha dupla, grupo gerador, autotransformador, transformador, bateria de condensadores), devendo nos restantes, sem excepção, não se verificarem violações dos critérios de tensão e de sobrecarga, sem qualquer reconfiguração topológica a nível da RNT. (RRT 9.2.1.3): Regime de contingência n‐2 – Supõe‐se a falha, simultânea ou não, de dois elementos da RNT. O regime de contingência n‐2 não é aplicado genericamente a toda a rede. Deverão apenas ser avaliados os casos apontados na tabela seguinte: Figura 2.4 – Condições de simulação do regime de contingência n‐2 No critério proposto para a contingência n‐1‐1 admite‐se que, após a primeira falta, a reposição do nível de segurança de funcionamento n‐1 possa ser conseguida com recurso a medidas de redespacho ou de reconfiguração da rede. (RRT 9.3) Critérios de estabilidade Os grupos geradores ligados à rede (excepto os eólicos), não devem perder o sincronismo ou desligar‐se da rede quando sujeitos a defeitos trifásicos e fase‐terra eliminados pelo funcionamento dos sistemas de protecção. Quanto aos geradores eólicos, estes devem ter a capacidade de suportar cavas de tensão conforme a Figura 2.1. (RRT 9.3.2): No caso dos geradores eólicos é tida em consideração nas simulações a capacidade ou não dos mesmos resistirem às cavas de tensão resultantes de defeitos na rede. Os geradores eólicos que tenham capacidade para suportarem cavas de tensão (fault ride through capability – FRTC) devem manter‐se ligados perante cavas de tensão resultantes de defeitos na rede sempre 10
que a tensão no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação da instalação de produção esteja acima da curva apresentada na figura constante da Figura 2.1. Para os geradores eólicos que tenham capacidade de resistência aos defeitos, a sua resposta perante defeitos na rede é simulada tendo em conta as parametrizações especificadas para as suas protecções. (RRT 9.4) Limites de aceitabilidade de sobrecarga e de tensão Para os diferentes regimes, normal ou de contingência, os valores da tensão, do desvio angular e do desvio de frequência nos barramentos não devem violar os limites estabelecidos na Figura 2.5. Figura 2.5 – Critérios de aceitabilidade para desvios de tensão, ângulo e frequência A banda estabelecida em funcionamento normal para a tensão é, de acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço11, ± 5% em relação à tensão declarada (Uc). As regras da UCTE12 relativas aos limites de frequência estabelecem que a frequência da rede deve manter‐se nos 50 Hz. De acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço, em condições normais de exploração o valor médio da frequência fundamental (50 Hz) deve estar compreendido entre os valores de ± 1% de 50 Hz, durante cerca de 95 % do tempo, e entre – 6 % e + 4 % de 50 Hz, durante 100% do tempo. Nas linhas e nos transformadores não se devem verificar sobrecargas temporárias superiores às percentagens estipuladas na Figura 2.6, sendo que os valores indicativos das sobrecargas temporárias têm como referência as capacidades nominais dos transformadores e as capacidades máximas das linhas. Figura 2.6 – Critérios de aceitabilidade para sobrecargas temporárias 11
Despacho nº 5255/2006, de 8 de Março de 2006, aprova o Regulamento da Qualidade de Serviço que estabelece os padrões mínimos de qualidade, de natureza técnica e comercial, a que deve obedecer o serviço prestado pelas entidades do Sistema Eléctrico Nacional. 12
A Union for the Coordination of Transmission of Electricity (UCTE) desde 1 de Julho de 2009 que foi integrada na European Network of Transmission System Operators (ENTSO) que é uma associação europeia de TSO, que junta 42 TSO de 34 países. 11
(RRT 9.5.2.3) Hipóteses para simulação considerando as centrais eólicas As centrais eólicas são representadas através de um equivalente por subestação da RNT, que simula um agregado coerente de toda a produção eólica na área de influência da respectiva subestação. Esta Central equivalente deve ser simulada, com produção entre 10 % (mínimo) e 80 % (máximo) da sua potência nominal, com vista a avaliar o seu impacto nos trânsitos e no comportamento da RNT, quer em regime permanente, quer em regime perturbado. Para efeitos de planeamento de transformação mínima necessária em cada subestação para assegurar o abastecimento dos consumos, considera‐se que, no estado actual de desenvolvimento da tecnologia deste tipo de centrais, a produção eólica não contribui com qualquer valor de potência garantida. Face à variabilidade do vento a produção dos parques eólicos pode variar rapidamente pelo que nas simulações para efeitos de elaboração dos planos de produção da geração eólica, são considerados 3 cenários de produção. O cenário de produção mínima, que corresponde a 10 % da potência nominal do parque eólico, o cenário de produção intermédio, com 30 % da potência nominal e o cenário de produção máximo, com 80 % da potência nominal do parque eólico. Por outro lado, face ao carácter intermitente da geração eólica, no dimensionamento dos transformadores de potência para uma determinada subestação da RNT não é considerada a potência eólica ligada nessa subestação como potência garantida para satisfazer os consumos necessários das cargas ligadas a essa subestação. 2.2.3 Ilha da Madeira: Manual de Procedimentos do Acesso e Operação do SEPM A rede eléctrica da ilha da Madeira, uma vez que é uma rede eléctrica isolada, tem especificidades que a caracterizam. Assim, o Manual de Procedimentos do Acesso e Operação do SEPM (Manual do SEPM) estabelece um conjunto de regras, procedimentos, deveres e direitos das partes, no âmbito de coordenação do funcionamento das redes de transporte e distribuição e das instalações ligadas à rede eléctrica de serviço público da ilha da Madeira. Pretende‐se nesta secção apresentar algumas das considerações do Manual do SEPM mais importantes no âmbito deste trabalho. 2.2.3.1 Critérios de funcionamento e segurança para a exploração do sistema eléctrico da Madeira (Secção 2.1.2 do Manual do SEPM) As variáveis de controlo que permitem controlar o funcionamento da rede eléctrica de cada ilha são: a frequência, tensão, potência e temperatura nos elementos da rede de transporte (linhas, transformadores e aparelhagem associada) e a regulação de frequência – potência. Os limites admissíveis destas variáveis de controlo são definidos de seguida. (Manual do SEPM 2.1.2.2.1) Frequência A frequência de referência (f0) e as margens de variação na rede de transporte do SEPM são estabelecidas de acordo com as recomendações da UCTE, sendo que a frequência de referência é de 50,00 Hz. 12
Para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência não deverá permanecer, de forma durável, fora do intervalo: f0 ± 500 mHz, em regime não perturbado. (Manual do SEPM 2.1.2.2.2) Tensão Em situação normal de exploração os valores da tensão não deverão ultrapassar ± 10 % do valor nominal. Se considerarmos a rede de 60 kV como sendo a rede de transporte de electricidade na ilha da Madeira, a variação de ± 10% do valor nominal, impõem limites de 54 kV (0,9 p.u.) para a tensão mínima e de 66 kV (1,1 p.u.) para a tensão máxima. 2.2.3.2 Análises de segurança (Secção 2.1.3 do Manual do SEPM) No Manual do SEPM são considerados 3 tipos de falhas: falha simples, falha de linhas de duplo circuito e falha do maior grupo gerador em serviço. A ocorrência de qualquer uma destas falhas não deverá implicar interrupções no abastecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida. Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre ± 10% do valor nominal. (Manual do SEPM 2.1.3.1) Falha simples (critério N‐1) A falha simples (ou critério N‐1) é considerada quando ocorre uma falha de um qualquer elemento da rede de transporte, não devendo implicar: ‐ Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 20 % da sua capacidade nominal ou até 30 % eliminada rapidamente (duração inferior ou igual a dez minutos); ‐ Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10 % da sua capacidade nominal no Verão e 20 %, no Inverno. (Manual do SEPM 2.1.3.2) Falha de linhas de duplo circuito São consideradas linhas de duplo circuito, as linhas cujos circuitos partilham apoios em pelo menos um dos troços do seu traçado. Quanto às sobrecargas, não deverão, em regra, implicar: ‐ Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 30 % da sua capacidade nominal; ‐ Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10 % da sua capacidade nominal no Verão e 30 % no Inverno. 13
(Manual do SEPM 2.1.3.2) Falha do maior grupo gerador de serviço Podem ser consideradas, nas análises de segurança, a ocorrência da falha do maior grupo gerador em serviço considerando a eliminação dos desvios resultantes num intervalo não superior a 15 minutos. Esta contingência não deve ter como consequência: ‐ Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias até 20 % da sua capacidade nominal com duração igual ou inferior a vinte minutos ou até 30 % com duração inferior ou igual a dez minutos; ‐ Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas, com duração igual ou inferior a duas horas, até 10 % e 20 % da sua capacidade nominal respectivamente no Verão e no Inverno. 2.3 Em Espanha 2.3.1 Introdução Espanha tem apostado na energia eólica não só no desenvolvimento da tecnologia dos conversores de energia eólica em energia eléctrica, como também, na sua integração segura e eficiente na rede eléctrica. Neste âmbito e com vista a facilitar ao máximo a integração de geração não despachável, o operador da rede eléctrica de Espanha estabeleceu uma série de medidas de gestão do sistema que permite a operação segura e estável do sistema eléctrico e criou um centro de controlo que supervisiona e controla unicamente a produção em regime especial (com destaque para a geração eólica). A criação deste centro de comando e controlo, denominado Centro de Control de Régimen Especial (CECRE), permite maximizar a integração da geração eólica de forma compatível com a segurança do sistema eléctrico. Por outro lado estão previstos complementos à tarifa de venda de energia eléctrica dos parques eólicos, que incentivam a adaptação das características de funcionamento dos geradores eólicos às necessidades de funcionamento da rede eléctrica. Ou seja, regulação da actividade de produção em regime especial estabelece que a venda de energia eléctrica destas centrais pode ser feita através de uma tarifa regulada (tarifa única que depende do tipo de instalação de produção de energia) ou através da venda da energia no mercado de produção de energia eléctrica, sendo o preço negociado pelo promotor podendo, ou não, ser acrescido de uma bonificação. Esta bonificação é variável e depende do preço de referência de mercado. Independentemente da forma de venda de energia, estão previstos complementos para os parques eólicos que: •
Mantenham um determinado valor do factor de potência (estabelecido pelo operador da rede eléctrica anualmente); •
Tenham, comprovadamente, geradores eólicos com a capacidade de sobreviver a cavas de tensão de acordo com o estabelecido no procedimento de operação (P.O.) 12.3 e descrito na secção 2.3.2.1. Na secção 2.3.2 resume‐se alguns dos procedimentos de operação, mais importantes para o desenvolvimento deste trabalho, e na secção 2.3.3 apresenta‐se, de forma sucinta, as principais funcionalidades do CECRE. Para além da rede eléctrica “peninsular”, foram analisados os procedimentos operacionais que o operador da rede e gestor da rede eléctrica de Espanha especificou para os Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares (SEIE). São considerados SEIE os sistemas eléctricos das ilhas Canárias e Baleares, assim como os pequenos 14
sistemas eléctricos de Ceuta e Melilla. Estes procedimentos de operação têm especial interesse no âmbito deste trabalho (Grid Code for Isolated Systems), pelo que será feita uma análise na secção 2.3.3. 2.3.2 Espanha Peninsular 2.3.2.1 Procedimentos de Operação (P.O.) (P.O. 1.1.) Condições do funcionamento e segurança de operação do sistema O [4] P.O. 1.1 é denominado por Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico. Neste procedimento são definidos os critérios de segurança a considerar no sistema eléctrico espanhol de forma a garantir a continuidade e qualidade de serviço. Por outro lado são também estabelecidas as margens de variação admissíveis nos parâmetros de controlo e segurança da rede. Estes parâmetros são a frequência, a tensão e as sobrecargas nos diferentes elementos da rede: linhas, transformadores e restantes elementos da rede. Na Figura 2.7 descrevem‐se os critérios de segurança estabelecidos em regime normal e em situação de contingência. Figura 2.7– Limites dos parâmetros de controlo da rede (P.O. 1.4.) Condições de entrega de energia no ponto de ligação O [5] P.O. 1.4 é denominado por Condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sitema. Este procedimento estabelece as condições de entrega de energia nos pontos de ligação das centrais de geração de energia à rede eléctrica, nomeadamente em relação à variação da frequência e da tensão que é admissível em funcionamento normal. •
A frequência nominal é de 50 Hz, sendo admissível, em funcionamento normal, a variação entre 49,85 Hz e 50,15 Hz. No caso do funcionamento em ilha de parte do sistema eléctrico espanhol e por tanto não ligado à rede da UCTE, a frequência deve‐se manter dentro dos limites estabelecidos. •
Em funcionamento normal, a tensão no nível de 400 kV deve‐se manter entre 390 kV e 420 kV, podendo atingir valores extremos de 375 kV e 435 kV. No nível de tensão de 220 kV, a variação de tensão pode estar compreendida entre 205 kV e 245 kV, podendo baixar aos 200 kV. 15
(P.O. 12.3) Resposta dos geradores eólicos a cavas de tensão O [6] P.O. 12.3 denominado por Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, estabelece os requisitos que os parques eólicos têm que cumprir para garantir a continuidade de serviço quando ocorre uma cava de tensão na rede. Durante a ocorrência de um curto‐circuito trifásico, bifásico à terra ou monofásico a instalação deve manter‐se ligada à rede acima da curva da Figura 2.8(a) e deve fornecer corrente reactiva conforme a curva da Figura 2.8(b). (a) (b) Figura 2.8 – Curva imposta no P.O.12.3 aos geradores eólicos relativo a (a) cava de tensão a suportar e (b) à corrente reactiva a injectar na rede 2.3.2.2 Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) O CECRE foi criado em 2006 com o objectivo de supervisionar e controlar em tempo real as instalações de produção em regime especial ligadas à Rede Eléctrica de Espanha (REE) permitindo, assim, uma maior integração de centrais de produção de energia renovável no sistema eléctrico sem comprometer a segurança da rede. Todas as instalações de produção em regime especial, cuja potência instalada é superior a 10 MW, têm que estar ligadas ao CECRE. O CECRE tem como funcionalidades: •
Contactar em tempo real e de forma centralizada, os diversos centros de controlo que, por sua vez, estão encarregues de enviar as instruções para as instalações de produção; •
Receber as informações necessárias das instalações de produção para a sua operação em tempo real; •
Garantir a operação do sistema de forma segura e eficiente; •
Fazer simulações em tempo real de forma a permitir maximizar a geração renovável mantendo o sistema seguro. 2.3.3 Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares As ilhas Canárias e Baleares, assim como os pequenos sistemas eléctricos de Ceuta e Melilla, são definidos como Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares (SEIE). Esta designação surge da necessidade de definir, face às suas características, legislação, procedimentos de operação e exigências de ligação específicas. Para uma adequada gestão técnica dos SEIE foi aprovado um conjunto de orientações e procedimentos específicos, publicados através da [7] Resolución 9613, de 28 de Abril de 2006, cujos procedimentos mais importantes no âmbito deste trabalho se descrevem. 16
2.3.3.1 Procedimentos de Operação (P.O.) (P.O.1.) Funcionamento dos SEIE O P.O.1 é denominado por Funcionamiento de los Sistemas Eléctricos insulares e extrapeninsulares. Este procedimento estabelece os critérios de segurança e funcionamento a aplicar aos SEIE de forma a garantir a continuidade de abastecimento de energia eléctrica com qualidade e segurança. Na Figura 2.9 é feito um resumo dos valores admissíveis para as variáveis de controlo dos sistemas em funcionamento normal e em caso de contingências. As variáveis de controlo consideradas são a frequência, a tensão nos barramentos e as sobrecargas admissíveis nos diferentes elementos da rede. Figura 2.9 – Valores das variáveis de controlo dos SEIE A frequência nominal é de 50 Hz no entanto, admite‐se variações, em funcionamento normal, entre 49,85 Hz e 50,15 Hz. Para intervalos de tempo inferiores a 5 minutos a frequência pode variar entre 49,75 Hz e 50,25 Hz, sem que as instalações se desliguem da rede. (P.O.12.2) Requisitos mínimos de ligação à rede Neste procedimento, denominado por Instalaciones conectadas a la red de transporte de energia eléctrica: requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puesta em servicio, são estabelecidos os requisitos mínimos exigidos a uma instalação de forma a garantir que essa instalação ligada à rede de transporte não perturba o bom funcionamento dos SEIE. Nesta secção apenas é identificada na Figura 2.10(a) a curva da cava de tensão que as instalações de produção em regime especial, ligadas no SEIE, devem ser capazes de suportar quando ocorrem defeitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos. Para instalações ligadas na rede eléctrica das Canárias a curva altera‐se, de acordo com a Figura 2.10(b). Os restantes requisitos e desenhos da rede descritos no P.O.12.2 não serão analisados. (a)
(b) Figura 2.10 – Curva da cava de tensão prevista para os (a) SEIE e (b) especificamente para as Canárias 17
2.4 Irlanda 2.4.1 Introdução A ilha da Irlanda divide‐se (politica e electricamente) em duas zonas: a Irlanda do Norte (pertencente ao Reino Unido) e a Republica da Irlanda (doravante denominada Irlanda). As duas redes eléctricas estão actualmente ligadas entre si através de uma linha dupla de 275 kV e duas linhas de 110 kV. Por outro lado a rede eléctrica da Irlanda do Norte está ligada à rede eléctrica britânica através de um cabo submarino de corrente contínua (cabo DC com a capacidade de 500 MW), estando planeada a construção de uma nova ligação entre a Irlanda (na zona de Dublin) e a Grã‐Bretanha, que por sua vez está ligada à rede da UCTE. Assim, a Irlanda pode ser considerada como uma rede eléctrica (praticamente) isolada. Neste sentido julgou‐se interessante apresentar nesta secção algumas considerações do documento [8] Wind Farm Transmission Grid Code Provisions (WF1/WFPS1). Este documento, publicado pela entidade reguladora da Irlanda (CER)13, é um anexo ao código de rede existente, reflectindo as preocupações relacionadas com a ligação de parques eólicos à rede, nomeadamente quanto à capacidade técnica que os geradores eólicos devem ter para suportarem alterações mais ou menos intempestivas da rede. Nesta secção resumem‐se as exigências impostas nesse documento, a nível da capacidade dos parques eólicos suportarem cavas de tensão e de reagirem a variações da frequência e a variações da tensão da rede. 2.4.2 Wind Farm Transmission Grid Code (WF1/WFPS1) (WF1.4) Resposta dos geradores eólicos a cavas de tensão O ponto WF1.4 do documento [8] é denominado por Fault Ride Through requirements (FRT). Neste ponto é exigido ao parque eólico que se mantenha ligado à rede, durante quedas de tensão verificadas quando a tensão medida no transformador de potência do parque eólico, do lado da rede, esteja acima da curva representada na Figura 2.11. Para além de se manter ligado, o gerador eólico deve ter capacidade para, durante a queda de tensão, fornecer potência activa de forma a manter a mesma tensão e maximizar a corrente reactiva na rede, sem exceder os limites dos geradores eólicos. A maximização da corrente reactiva deve ocorrer durante pelo menos 600 ms ou até que a tensão da rede volte ao seu intervalo normal de funcionamento. O parque eólico deve fornecer pelo menos 90 % da potência activa máxima disponível, o mais rapidamente possível. Figura 2.11 – Curva da cava de tensão na Irlanda 13
Commission for Energy Regulation (CER) 18
(WF1.5.1) Variação da frequência O ponto WF1.5.1 é denominado por Transmission system frequency ranges e define que o parque eólico deve ter a capacidade para funcionar para cada um dos modos de operação da Tabela 2.1, na gama de frequência estabelecida. Nenhum gerador eólico deve iniciar o seu funcionamento enquanto a frequência estiver acima de 50,2 Hz. Modo de operação
Gama de Frequência Operar normalmente e de forma continua 49,5 Hz – 50,5 Hz Manter‐se ligado à rede durante 60 m
47,5 Hz – 52,0 Hz Manter‐se ligado à rede durante 20 s cada vez que a 47,0 Hz – 47,5 Hz frequência desce abaixo de 47,5 Hz Tabela 2.1 ‐ Gama de frequência do parque eólico por modo de operação (1.5.1 WF1.5.2) Resposta de frequência A resposta do sistema à variação de frequência é tratada no ponto 1.5.1 WF1.5.2 que é denominado por Frequency response. Por questões de segurança da rede o operador da rede pode ter que enviar um setpoint a limitar a potência activa produzida pelo parque eólico. O parque eólico tem que ter a capacidade de fazer funcionar cada gerador eólico num modo reduzido, limitando a sua potência. O parque eólico deve ter instalado um sistema de resposta de frequência (Frequency Response System) de forma a funcionar de acordo com a curva da Figura2.12. Quando a frequência está dentro dos valores normais de funcionamento da rede, o parque eólico deve ter a potência activa abaixo da capacidade máxima disponível (recta B‐C). Assim, quando a frequência vai para valores abaixo do ponto B, o Frequency Response System deve aumentar a potência a injectar na rede de acordo com a recta B‐A, voltando à situação inicial assim que a frequência recupere o seu valor nominal. Por outro lado, quando a frequência ultrapassa o ponto C a resposta do sistema deve seguir a curva C‐D‐E. Figura 2.12 – Curva de resposta potência‐frequência (WF1.6.1) Variação da tensão No ponto WF1.6.1 é definida a gama de variação da tensão admissível: Transmission system voltage range. Em funcionamento normal, o parque eólico deve manter‐se ligado à rede eléctrica com a sua capacidade máxima disponível (ou, em caso de limitação, na sua capacidade máxima definida) com variações de ± 10 % da tensão 19
nominal. Em caso de perturbações na rede, os intervalos de variação da tensão são alargados, de acordo com a Tabela 2.2. Níveis de Tensão
Intervalo de variação
400 kV
350 kV – 420 kV
220 kV
200 kV – 245 kV
110 kV
99 kV – 123 kV
Tabela 2.2 ‐ Variação da tensão durante a ocorrência de uma perturbação na rede (WF1.6.2) Regulação automática da tensão Com a gama de variação de tensão admissível é exigido um sistema de regulação no ponto WF1.6.2, denominado por Automatic voltage regulation. Considerando o esquema de ligações da Figura 2.13, o parque eólico deve ter instalado um sistema de regulação de tensão (voltage regulation system) idêntico aos reguladores de tensão convencionais. O sistema deve ser capaz de receber um setpoint com o valor da tensão, no ponto de ligação (Z), e actuar sobre a potência reactiva do parque eólico de forma a alcançar o valor da tensão pretendido. Figura 2.13 – Localização do regulador de tensão (Z) e zona de medição do factor de potência (Y) (WF1.6.3) Especificação para a potência reactiva O ponto WF1.6.3, denominado Reactive power capability, determina a gama de potência reactiva que o parque eólico deve ser capaz de injectar/absorver. Considerando os intervalos de tensão definidos em WF1.6.1, o parque eólico deve ser capaz de funcionar com qualquer valor do factor de potência (medido no ponto Y da Figura 2.13) definido na Figura 2.14. Figura 2.14 – Curva da potência reactiva exigida a um parque eólico 20
2.5 Análise comparativa dos códigos de rede estudados Nesta secção pretende‐se fazer a comparação entre os vários códigos de rede estudados. Inicialmente comparam‐se os parâmetros fundamentais para o funcionamento da rede, em regime estacionário, como sejam a tensão e frequência. De seguida comparam‐se os limites de aceitabilidade permitidos na rede, durante uma falha simples (contingência N‐1) e durante o regime de contingência N‐2. Por último comparam‐se as exigências efectuadas na ligação de geradores eólicos, quanto à capacidade de suportarem cavas de tensão, injecção de reactiva durante o defeito na rede e quanto ao sistema de controlo de frequência e tensão exigido. 2.5.1 Variáveis de controlo do funcionamento da rede 2.5.1.1 Tensão Na Tabela 2.3 são especificados os valores das tensões nominais das redes, assim como a variação da tensão permitida em condições normais de exploração. Código de rede em análise Portugal Continental: RRT U = ± 5 % U Ilha da Madeira: Manual do SEPM U = ± 10 % U Espanha peninsular: P.O.1.4. da REE SEIE de Espanha: P.O.1. para SEIE Irlanda: WF1/WFPS1 U = ± 10 % U Intervalo das tensões de alimentação da rede (kV)
(p.u.) 400 kV: 380 ‐ 420
220 kV: 209 ‐ 231 150 kV: 142,5 ‐ 157,5 63 kV: 59,85 ‐ 66,15 60 kV: 54 – 66
30 kV: 27 – 33 400 kV: 390 – 420
220 kV: 205 – 245 220 kV: 210 – 245
132 kV: 125 – 145 66 kV: 62 – 72 400 kV: 360 ‐ 440
220 kV: 198 ‐ 242 110 kV: 99 ‐ 121 0,95 – 1,05 0,90 – 1,10 400 kV: 0,98 – 1,05
220 kV: 0,93 – 1,11 220 kV: 0,96 – 1,11
132 kV: 0,95 – 1,10 66 kV: 0,94 – 1,09 400 kV: 0,90 – 1,10
220 kV: 0,90 – 1,10 110 kV: 0,90 – 1,10 Tabela 2.3 – Variação da tensão em condições normais de exploração Enquanto na Península Ibérica a variação de tensão está na ordem dos 5 % ‐ 7%, nas ilhas (Madeira, Canárias e Irlanda) esta variação tem um intervalo um pouco superior, na ordem dos 10 %. 2.5.1.2 Frequência Em condições normais de exploração o valor médio da frequência fundamental (f0 = 50 Hz), para cada uma das redes estudadas, deve estar compreendido entre os valores especificados na Tabela 2.4. Código de rede em análise Intervalo das frequências permitidas 49,5 – 50,5
49,5 – 50,5
49,85 ‐ 50,15
49,85 ‐ 50,15
t < 5 min: 49,75 – 50,25 49,5 – 50,5
t < 60 min: 47,5 – 52,0 Portugal Continental: RRT Ilha da Madeira: Manual do SEPM Espanha peninsular: P.O.1.4. da REE SEIE de Espanha: P.O.1. para SEIE Irlanda: WF1/WFPS1 Tabela 2.4 – Variação da frequência em condições normais de exploração 21
2.5.2 Análises de Segurança 2.5.2.1 Falha simples [N‐1] Quando há a simulação de uma falha simples num dos elementos da rede, seja ele um grupo gerador, uma linha, um auto‐transformador, um transformador ou uma bateria de condensadores, é designado por regime de contingência [N‐1] ou falha simples. Na Tabela 2.5 são apresentados os limites de aceitabilidade da rede, definidos em cada um dos códigos de rede estudados, tendo em consideração os limites da tensão, da frequência e das sobrecargas nos ramos numa situação de falha simples. Código de rede em análise Tensão (p.u.) Portugal Continental: RRT 400 kV: 0,93 – 1,05 220 kV: 0,93 – 1,11 150 kV: 0,93 – 1,10 63 kV: 0,95 – 1,05 Ilha da Madeira: Manual do SEPM Frequência
(Hz) 49,5 – 50,5 0,90 – 1,10 49,5 – 50,5 Espanha peninsular: P.O.1.1. da REE 400 kV: 0,95 – 1,09 220 kV: 0,93 – 1,11 49,85 ‐ 50,15 SEIE de Espanha: P.O.1. para SEIE 220 kV: 0,93 – 1,11 132 kV: 0,93 – 1,10 66 kV: 0,91 – 1,09 49,85 ‐ 50,15 para t < 5 min: 49,75 – 50,25 Irlanda: WF1/WFPS1 400 kV: 0,88 – 1,05 220 kV: 0,91 – 1,11 110 kV: 0,90 – 1,12 Sobrecarga
nas linhas (%) Sobrecarga nos Transformadores (%) t < 20 min t < 20 min 20 min < t < 2 h Inverno: 15 Intermédia: 15
Verão: 15 Inverno: 25 Intermédia: 15 Verão: 10 Inverno: 20 Intermédia: 10 Verão: 5 t < 2h t < 20 min: 20 t < 10 min: 30 Inverno: 20 Verão: 10 t < 20min: 15 Inverno: 10 t < 20min: 15 t < 20 min 20 min < t < 8 h Inverno: 25 Intermédia: 20 Verão: 15 Inverno: 15 Intermédia: 10 Verão: 5 Não foi estudado Tabela 2.5 – Critérios de aceitabilidade para desvios de tensão, frequência e sobrecarga nos ramos considerando o regime de contingência N‐1 O WF1/WFPS1 é um anexo ao código de rede existente, reflectindo apenas as preocupações relacionadas com a ligação de parques eólicos à rede pelo que não fazia parte deste documento informação sobre os limites de aceitabilidade da rede perante um regime de contingência [N‐1]. 2.5.2.2 Regime de contingência [N‐2] O regime de contingência [N‐2] não é aplicado genericamente, sendo simulado em casos particulares e de acordo com o âmbito de aplicação. Se for considerado o código de rede português o regime [N‐2] é estabelecido tendo em consideração a rede topológica de Portugal Continental14, no entanto para a ilha da Madeira e para os SEIE a contingência [N‐2] ocorre quando se verifica uma falha numa linha de duplo circuito(a) 14
As condições de simulação do regime de contingência [N‐2] previstas em [1] considera a falha simultânea de dois circuitos do mesmo apoio no caso das linhas duplas que ponham em causa o abastecimento das áreas da Grande Lisboa, incluindo a península de Setúbal, e do Grande Porto, assim como a falha de dois elementos quaisquer, não simultânea, com possibilidade de redespacho de produção e reconfiguração da rede, após a primeira falha (contingência N‐1‐1) em toda a rede de 400 kV e nos autotransformadores inseridos nos eixos com função de grande transporte. 22
(linhas cujos circuitos partilham apoios em pelo menos um dos seus troços) ou quando ocorre uma falha no maior grupo gerador em serviço(b). Em Espanha (península) é considerada contingência [N‐2] a falha de uma linha de duplo circuito e a falha simultânea do maior grupo gerador numa zona e da linha de interligação dessa zona com o resto do sistema. Tendo em consideração estas observações, na Tabela 2.6 são apresentados os limites de aceitabilidade da rede da tensão, frequência e das sobrecargas nos ramos no regime de contingência [N‐2]. Código de rede em análise Tensão (p.u.) Portugal Continental: RRT 400 kV: 0,90 – 1,05 220 kV: 0,90 – 1,11 150 kV: 0,90 – 1,10 63 kV: 0,94 – 1,05 Ilha da Madeira: Manual do SEPM Frequência
(Hz) 0,90 – 1,10 49,5 – 50,5 49,5 – 50,5 Espanha peninsular: P.O.1.1. da REE 400 kV: 0,94 – 1,09 220 kV: 0,91 – 1,11 49,85 ‐ 50,15 SEIE de Espanha: P.O.1. para SEIE 220 kV: 0,91 – 1,11 132 kV: 0,90 – 1,10 66 kV: 0,85 – 1,09 49,85 ‐ 50,15 para t < 5 min: 49,75 – 50,25 Irlanda: WF1/WFPS1 400 kV: 0,88 – 1,05 220 kV: 0,91 – 1,11 110 kV: 0,90 – 1,12 Sobrecarga
nas linhas (%) Sobrecarga nos Transformadores (%) t < 20 min t < 20 min 20 min < t < 2 h Inverno: 15 Intermédia: 15
Verão: 15 (a)
t < 20 min: 30 (b) t < 20 min: 20
(b) t < 10 min: 30 Inverno: 25 Intermédia: 15 Verão: 10 Inverno: 20 Intermédia: 10 Verão: 5 t < 2h Inverno: 30 (a)
(a)
Verão: 10 (b)
Verão: 10 Inverno: 20 Intermédia: 15 Verão: 10 15 t < 20min: 15 t < 2h Inverno: 20 (b)
t < 20 min 20 min < t < 8 h Inverno: 25 Intermédia: 20 Verão: 15 Inverno: 15 Intermédia: 10 Verão: 5 Não foi estudado Tabela 2.6 – Critérios de aceitabilidade para desvios de tensão, frequência e sobrecarga nos ramos considerando o regime de contingência N‐2 Também nesta análise não foram apresentados os dados relativos aos limites de aceitabilidade da rede perante um regime de contingência [N‐2], uma vez que o documento WF1/WFPS1, que é um anexo ao código de rede existente, não apresenta esta informação. 2.5.3 Ligação dos geradores eólicos à rede 2.5.3.1 Capacidade para suportar cavas de tensão Na Tabela 2.7 apresentam‐se as curvas de cavas de tensão que estão a ser exigidas nos códigos de rede que foram estudados ao longo do capítulo 2. 23
Portugal Continental: RRT Valor mínimo tensão (Umin): 0,2 p.u. Duração com Umin: 0,5 s Curva da cava de tensão exigida aos geradores eólicos
U/Unominal [pu] Código de rede em análise tempo [s] Ilha da Madeira: Manual do SEPM Valor mínimo tensão (Umin): ‐ Duração com Umin: ‐ Curva não especificada Espanha peninsular: P.O.12.3. da REE Valor mínimo tensão (Umin): 0,2 p.u. Duração com Umin: 0,5 s Canárias: P.O.12.2. para SEIE Valor mínimo tensão (Umin): 0 p.u. Duração com Umin: 0,5 s Irlanda: WF1/WFPS1 Valor mínimo tensão (Umin): 0,15 p.u. Duração com Umin: 0,625 s Tabela 2.7 – Curvas tensão‐tempo da capacidade exigida aos geradores eólicos para suportarem cavas de tensão 2.5.3.2 Fornecimento de energia reactiva à rede durante o defeito O gerador eólico deve, durante uma cava de tensão, fornecer reactiva à rede proporcionando suporte para a tensão da rede. Na ilha da Madeira não há nenhum procedimento específico para os parques eólicos (pelo que não está definida nenhuma curva de cavas de tensão a suportar ou de reactiva a injectar na rede durante o defeito). Nos SEIE, apesar de ser especificada uma curva mais exigente para os geradores eólicos do que as curvas verificadas nos códigos de rede da Península Ibérica, também não foi especificada uma curva de fornecimento de reactiva na rede. Na Irlanda há uma curva de variação da potência reactiva, mas em função da potência activa, pelo que não está directamente relacionada com as cavas de tensão. Na Tabela 2.8 apresentam‐se as curvas de fornecimento dessa reactiva proposta nos códigos de rede estudados, onde se pode constatar que a potência reactiva não é especificada nas ilhas. 24
Curva de fornecimento de reactiva à rede pelos geradores eólicos
durante as cavas de tensão Ireactiva/Inpré‐defeito [%] Código de rede em análise Portugal Continental: RRT U/Unominal [pu] Ilha da Madeira: Manual do SEPM Curva não especificada Espanha peninsular: P.O.12.3. da REE SEIE de Espanha: P.O. para SEIE Irlanda: WF1/WFPS1 Curva não especificada Curva não especificada Tabela 2.8 – Curva de fornecimento de reactiva à rede pelos geradores eólicos durante as cavas de tensão 2.5.3.3 Resposta a variações de frequência Na Tabela 2.9 apresentam‐se os sistemas previstos nos códigos de rede estudados para responder às variações de frequência da rede. Código de rede em análise Portugal Continental: RRT Ilha da Madeira: Manual do SEPM Espanha peninsular: P.O. da REE Canárias: P.O. para SEIE Sistema de resposta a variações de frequência Não é especificado um sistema de resposta a variações de frequência, sendo apenas referido que os geradores eólicos devem suportar incidentes, sem se desligarem da rede, para desvios de frequência entre 47,5 Hz e 51,5 Hz. Não especificado
Ver Nota
‐
Irlanda: WF1/WFPS1 Tabela 2.9 – Sistema de resposta a variações de frequência Nota: Em Outubro de 2008 foi publicado, para comentários, um documento15 que pretende estabelecer os requisitos mínimos de desenho, funcionamento, entrada em serviço e segurança dos parques eólicos e centrais fotovoltaicas ligadas à rede de transporte espanhola. No documento de trabalho é proposto que estas instalações de geração tenham um sistema de regulação potência ‐ frequência, que seja capaz de produzir 15
[9] Documento de trabajo sobre requisitos técnicos de las instalaciones eólicas, fotovoltaicas y todas aquellas instalaciones de producción cuya tecnologia no emplee un generador síncrono conectado directamente a la red 25
incrementos e decrementos de potência activa proporcionais aos desvios de frequência no ponto de ligação à rede. Este sistema deve ter um comportamento semelhante ao diagrama de blocos simplificado da Figura 2.15, em que ∆f corresponde ao desvio de frequência em relação à frequência nominal da rede, ∆Pp é o incremento da potência e Mbase é a potência aparente nominal da instalação. Figura 2.15 – Sistema de controlo da regulação potência – frequência em estudo pela REE No sistema previsto no código de rede da Irlanda o parque eólico deve funcionar normalmente abaixo da sua capacidade máxima disponível para que seja possível aumentar a potência a injectar na rede pelo parque eólico quando ocorrem abaixamentos da frequência. 2.5.3.4 Resposta a variações de tensão Na Tabela 2.10 são apresentados os sistemas de regulação de tensão, previstos nos regulamentos estudados, para aplicação nos parques eólicos. Código de rede em análise Portugal Continental: RRT Ilha da Madeira: Manual do SEPM Espanha peninsular: P.O. da REE Canárias: P.O. para SEIE Irlanda: WF1/WFPS1 Sistema de resposta a variações de tensão O parque eólico tem que ter em permanência uma tgφ = 0,2, nas horas CP, e tgφ = 0 nas horas VS, podendo o gestor do sistema definir outros limites para o fornecimento de reactiva. Durante o defeito o parque eólico tem que cumprir a curva de injecção de corrente reactiva prevista na secção 2.5.3.2 Não especificado
Ver Nota
‐
O parque eólico deve ter instalado um sistema de regulação de tensão semelhante a um regulador de tensão convencional (instalados nos geradores sincronos). Tabela 2.10 – Sistema de resposta a variações de tensão Nota: sobre a resposta a variações de tensão é apresentado no [9] documento de trabalho proposto pelo operador da rede de transporte espanhola, um sistema de regulação automático de tensão com um comportamento similar ao regulador de tensão utilizado nos geradores síncronos convencionais. Este sistema compara a tensão no ponto de ligação (V) com a tensão no gerador (Vc), injectando uma corrente reactiva (Ir) de forma a compensar os desvios da tensão, conforme o diagrama de blocos simplificado da Figura 2.16. Figura 2.16 – Regulador automático da tensão em estudo pela REE Na Irlanda, para além do sistema de regulação de tensão previsto o parque eólico deve ser capaz de funcionar dentro da gama definida na Figura2.14. 26
3 Aplicação dos códigos de rede analisados numa rede electricamente isolada: Rede Eléctrica da Ilha da Madeira 3.1 Introdução Após a análise de alguns códigos de rede no capítulo 2, pretende‐se neste capítulo verificar a aplicação desses códigos a uma rede electricamente isolada. A rede escolhida foi a da Ilha da Madeira, uma vez que, para além de ser uma rede electricamente isolada, tem incorporado no seu mix de centrais de produção de energia eléctrica, instalações de produção eólicas. Como base deste estudo foi utilizado o trabalho efectuado pelo Centro de Energia Eléctrica do Instituto Superior Técnico (CEEL‐IST) e pela Rede Eléctrica Nacional, S.A. (REN), em Março de 2009, denominado [12] Determinação da Capacidade de Integração de Energias Renováveis nas ilhas da Madeira e do Porto Santo no período 2006‐2010 – Impacto do aumento da potência eólica instalada na rede eléctrica da Madeira no ano de 2010. Este trabalho foi o último de um conjunto de três [10], [11] e [12], cujo objectivo foi o de determinar o montante de reforço de potência eólica tecnicamente admissível para os anos de 2006, 2008 e 2010, assim como as características que devem possuir os geradores eólicos a instalar, de forma a maximizar a produção eólica na Região Autónoma da Madeira. Com os resultados das simulações foram verificados os critérios de funcionamento e segurança estabelecidos no Manual do SEPM e, principalmente, foi verificada aplicação de um código de rede criado para uma rede interligada16. O código de rede que se aplicou foi o RRT onde foram verificadas as condições técnicas de ligação de instalações de produção de energia assim como a aplicação dos padrões de segurança exigidos. Assim, na secção 3.2 é caracterizada a rede eléctrica da Ilha da Madeira, na secção 3.3 é analisado o regime estacionário da rede, na secção 3.4 é verificado o comportamento da rede em regime de contingência [N‐1] e [N‐2], na secção 3.5 é feito o estudo do regime transitório da rede, com uma observação especial ao cumprimento dos requisitos técnicos exigidos aos geradores eólicos durante a existência de cavas de tensão. Por último, na secção 3.6 e como conclusão da análise efectuada no Capítulo 3 é apresentada uma reflexão ao não cumprimento integral dos requisitos exigidos aos geradores eólicos, apresentando‐se uma proposta de adequação de alguns parâmetros desses geradores, com vista ao cumprimento integral do exigido no RRT. 3.2 Descrição da Rede Eléctrica da Madeira Para facilitar a análise dos resultados obtidos nas simulações, descrevem‐se de forma sucinta as considerações mais importantes dos estudos [10], [11] e [12] relativos à rede eléctrica da ilha da Madeira. No estudo [12] foram analisados quatro cenários de carga possíveis e duas configurações de rede alternativas, uma configuração radial e outra configuração em malha fechada num ponto estratégico de escoamento da produção eólica para a rede. 16
Redes interligadas são redes de transporte distintas (e eventualmente de distribuição) operadas por diferentes empresas que estão ligadas entre si. Esta ligação permite não só trocas comerciais, como proporciona ajuda mútua entre as redes interligadas em caso de perda de geração, permitindo reduzir a reserva estática e girante de cada uma das redes. 27
Nas simulações efectuadas para validação dos parâmetros dos códigos de rede, foram considerados dois dos cenários de carga, Ponta de Verão (PV) e Vazio de Inverno Típico (VIT) e a configuração de rede em malha fechada. Esta configuração, denominada como configuração avançada, fecha a malha no Posto de Corte e Seccionamento de Bica da Cana (BDC), que está localizado junto ao aglomerado da geração eólica. A geração eólica está quase toda concentrada no mesmo local, junto ao Paul da Serra, tendo sido considerada a potência eólica instalada na ilha da Madeira de 33,14 MW, considerando o cenário Normal, passando para 54,14 MW no cenário Muita Eólica. Este acréscimo de 20 MW foi concentrado num único barramento denominado por PAUL3OUT. A parametrização dos parques eólicos foi realizada considerando dois tipos de comportamentos distintos dos seus geradores, face a eventuais perturbações na rede: os geradores mais recentes, denominados por Novos na Figura 3.1, têm capacidade para suportar cavas de tensão, os restantes geradores eólicos não têm essa capacidade. Para além da geração eólica, existem 3 centrais térmicas (Vitória, Caniçal e Meia Serra) e 10 centrais hidroeléctricas. No Anexo 1 apresentam‐se dois mapas do Sistema Eléctrico Público da Madeira (SEPM), um referente à rede de transporte e o outro à rede de distribuição, que são parte integrante da [13] Caracterização da Rede de Transporte e Distribuição em AT e MT, de Março de 2010, documento publicado anualmente pela Rede Eléctrica da Madeira, S.A. No Anexo 2 apresentam‐se as siglas e abreviaturas de todas as centrais e subestações da rede eléctrica da Madeira, assim como das instalações novas dimensionadas nos estudos [10], [11] e [12]. Figura 3.1 – Esquema simplificado da zona oeste da rede eléctrica da Ilha da Madeira, retirado do estudo [12] 28
3.3 Regime Estacionário 3.3.1 Introdução A estabilidade de um sistema é definida pela capacidade do sistema regressar ao regime estacionário após a ocorrência de uma perturbação. Se regressar a um regime idêntico ou próximo ao que tinha antes da ocorrência de uma perturbação, o sistema é considerado estável. Assim, deve ser verificado se no regime pós‐
perturbação as variáveis de controlo do funcionamento do sistema se mantêm dentro dos limites estabelecidos nas tabelas 2.4 e 2.5, do capítulo 2. 3.3.2 Análise dos resultados Em condições normais de exploração da rede as variações de tensão não devem ultrapassar os limites da Tabela 2.4. Dos códigos de rede estudados, o limite mínimo da tensão é definido nas ilhas da Madeira e da Irlanda e tem o valor de 0,90 p.u. O valor máximo nesses códigos de rede é de 1,10 p.u., no entanto em Espanha a variação de tensão pode subir aos 11 % (1,11 p.u.), no nível de tensão de 220 kV. Os resultados do trânsito de energia, considerando a configuração avançada, mostram que os níveis de tensão em todos os barramentos da rede se encontram dentro dos limites estabelecidos. A evolução dos valores de tensão obtidos, no cenário Ponta de Verão (PV) e Vazio de Inverno Típico (VIT), por nível de tensão nos barramentos, é apresentada nas figuras seguintes: a Figura 3.2 caracteriza os barramentos de 60 kV, a Figura 3.3 caracteriza os barramentos de 30 kV e a Figura 3.4 os barramentos de 6,6 kV. Figura 3.2 ‐ Perfil de tensão em Regime Estacionário nos barramentos de 60 kV 29
Figura 3.3 – Perfil de tensão em Regime Estacionário nos barramentos de 30 kV Figura 3.4 ‐ Perfil de tensão em Regime Estacionário nos barramentos de 6,6 kV 30
3.4 Análise de Contingências 3.4.1 Introdução Num sistema de energia eléctrica a análise de contingências permite verificar as consequências no trânsito de energia, resultantes de simulações em regimes de exploração da rede sem alguns dos seus elementos. Em regime normal de funcionamento, regime sem falha [N], todos os elementos da rede estão em serviço. Quando há a simulação de uma falha simples num dos elementos da rede, seja ele um grupo gerador, uma linha, um auto‐transformador, um transformador ou uma bateria de condensadores, é designado por regime de contingência [N‐1]. O regime de contingência [N‐2] não é aplicado genericamente, sendo simulado em casos particulares e de acordo com o âmbito de aplicação. Qualquer destes regimes de contingências não deve ter como consequência a interrupção no abastecimento de energia nem a degradação significativa na qualidade da energia fornecida. Para além da qualidade de serviço no abastecimento aos clientes é também importante garantir o bom funcionamento e a preservação dos equipamentos, sendo estabelecidos critérios de aceitabilidade na tensão dos barramentos e na carga que flui nas linhas e nos transformadores. 3.4.2 Analise dos resultados: contingência em regime [N‐1] Conforme descrito no capítulo 2, em situação de falha simples na rede não se devem verificar situações em que os limites da Tabela 2.5 (limites de tensão, frequência e sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores) sejam ultrapassados. 3.4.2.1 Cenário Ponta de Verão Com a rede no cenário Ponta de Verão foram analisadas as situações de falha da rede que provocam variação da tensão fora do intervalo permitido para a variação da tensão nas ilhas (Madeira e Irlanda): cerca de 0,9 p.u. como limite inferior e 1,1 p.u. como limite superior. Para este intervalo foram identificadas 3 situações em que houve um abaixamento da tensão inferior a 0,90 p.u. 1.
a abertura da linha de 30 kV da Subestação (SE) Calheta (CTA) para a Central Hídrica da Calheta (CAV), que provoca a perda da geração de dois grupos hídricos, cada um com 5,25 MW, totalizando 10,5 MW; 2.
a abertura da linha de 60 kV da SE Caniçal (CNL) para a Central Térmica do Caniçal (CTC), que provoca a saída do maior grupo térmico em funcionamento, com 30,3 MW; 3.
a abertura da linha de 60 kV da SE Machico (MCH) para a SE Palheiro Ferreiro (PFE), que é a linha de transporte que liga a Central Térmica do Caniçal (CTC) à zona de grande consumo, junto à cidade do Funchal. Nas figuras 3.5 e 3.6 apresenta‐se o perfil da tensão nos barramentos de 60 kV e nos barramentos de 30 kV. 31
Figura 3.5 – Limite mínimo de tensão (0,9 p.u.). Perfil de tensão em Regime N‐1 nos barramentos de 60 kV: cenário PV Figura 3.6 – Limite mínimo de tensão (0,9 p.u.). Perfil de tensão em Regime N‐1 nos barramentos de 30 kV: cenário PV Se for considerado o intervalo mais restritivo de apenas 5% da variação da tensão, conforme estabelecido para os 63 kV no código de rede português, verifica‐se que nos barramentos de 60 kV a situação mantém‐se, conforme Figura 3.7, no entanto nos barramentos de 30 kV há mais situações em que o limite mínimo de tensão (0,95 p.u.) é ultrapassado, conforme Figura 3.8. 32
Figura 3.7 – Limite mínimo de tensão (0,95 p.u.). Perfil de tensão em Regime N‐1 nos barramentos de 60 kV: cenário PV Figura 3.8 – Limite mínimo de tensão (0,95 p.u.). Perfil de tensão em Regime N‐1 nos barramentos de 30 kV: cenário PV Relativamente aos limites de aceitabilidade de sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores verificam‐se 3 situações de sobrecarga em linhas/transformadores. Esta sobrecarga deve‐se essencialmente ao facto desses ramos estarem em paralelo. A ocorrência de um defeito num dos ramos e consequentemente a saída desse ramo (transformador ou linha), provoca uma sobrecarga no ramo que está em paralelo: •
Quando um dos circuitos da linha de 30 kV entre a Central Térmica de Vitória (CTV) e a SE Virtudes (VTS) é desligado, os outros (2) circuitos ficam em sobrecarga, atingindo 2,7 %; •
Quando um dos circuitos da linha de 30 kV entre a SE Funchal (FCH) e a SE Virtudes (VTS) é desligado, os outros (2) circuitos ficam em sobrecarga, atingindo 4,5 %; 33
•
Quando é desligado um dos transformadores 30/60 kV da SE Machico (MCH), o outro transformador fica em sobrecarga, atingindo 42,7 %. 3.4.2.2 Cenário Vazio de Inverno Típico Considerando agora a rede com o cenário Vazio de Inverno Típico, observa‐se que as tensões são muito mais elevadas, não havendo no entanto violação dos valores de tensão considerados nas ilhas. Se for considerado o código de rede português, em que o limite é de 1,05 p.u. no RRT, também não há violação deste valor a nível dos barramentos de 60 kV, conforme Figura 3.09, no entanto, existem situações de contingência, nos barramentos de 30 kV em que é ultrapassada a tensão de 1,05 p.u., conforme se observa na Figura 3.10. Figura 3.9 – Perfil de tensão em Regime N‐1 nos barramentos de 60 kV: cenário VIT Figura 3.10 – Limite máximo de tensão (1,05 p.u.). Perfil de tensão em Regime N‐1 nos barramentos de 30 kV: cenário VIT Neste cenário de carga não se verificam situações de sobrecargas temporárias em linhas, nem sobrecargas temporárias em transformadores. 34
3.4.3 Analise dos resultados: contingência em regime [N‐2] Relativamente às condições de contingência [N‐2] que foram descritas no capítulo 2, os limites de aceitabilidade foram resumidos na Tabela 2.6. Conforme descrito na secção 2.2.3 (capítulo 2), a análise de contingência [N‐2] na rede eléctrica da ilha da Madeira é feita de acordo com os critérios de segurança definidos no Manual do SEPM. Esta análise é feita em situações decorrentes de falhas simultâneas dos dois circuitos das linhas duplas e da falha do maior grupo gerador em serviço. Neste pressuposto, foram realizadas simulações de falhas simultâneas dos circuitos das linhas seguintes: •
Linha de 30 kV, da Central Térmica de Vitória (CTV) para a SE Sta Quitéria (STQ), com 2 circuitos; •
Linha de 30 kV, da Central Térmica de Vitória (CTV) para a SE Amparo (AMP), com 3 circuitos; •
Linha de 30 kV, da Central Hídrica da Calheta (CAV) para a SE Calheta (CTS), com 2 circuitos; •
Linha de 30 kV, da SE Pedra Mole (PML) para o PSC Pedras (PED), com 2 circuitos. Quanto à contingência [N‐2] resultante da falha do maior grupo gerador em serviço, varia com o cenário em estudo: no cenário Ponta de Verão o maior grupo gerador é o grupo da Central Térmica do Caniçal (GRCTC), com 30,3 MW, e no cenário Vazio de Inverno Típico o maior grupo gerador é o grupo 18 da Central Térmica de Vitória (G18CTV), com 11,3 MW. 3.4.3.1 Cenário Ponta de Verão Nas simulações efectuadas para a rede com o cenário Ponta de Verão verificou‐se que nos barramentos de 30 kV e de 60 kV, a tensão mantém‐se dentro dos limites de aceitabilidade considerados na Tabela 2.7. No entanto, com a abertura de algumas das linhas atrás referidas, ocorrem sobrecargas temporárias em algumas linhas da rede, conforme se descreve: •
Com a abertura da linha de 30 kV da Central Térmica de Vitória (CTV) para a SE Amparo (AMP), a linha de 30 kV entre a Central Térmica de Vitória (CTV) e a SE Virtudes (VTS) fica em sobrecarga, atingindo um valor de 37,5 %; •
Com a abertura da linha de 30 kV da Central Térmica de Vitória (CTV) para a SE Sta Quitéria (STQ), a linha de 30 kV entre a Central Térmica de Vitória (CTV) e a SE Virtudes (VTS) fica em sobrecarga, atingindo um valor de 8,0 %; •
Com a abertura da linha de 30 kV da SE Pedra Mole (PML) para o PSC Pedras (PED), a linha de 30 kV entre a SE S. Vicente (SVC) e o PCS Bico da Cana (BDC) fica em sobrecarga, atingindo um valor de 15,8 %. De observar que na primeira situação, quando é aberta a linha de 30 kV CTV ‐ AMP, ocorre uma sobrecarga na linha de 30 kV CTV ‐ VTS de (37,5 %) que é superior aos limites estabelecidos nos códigos de rede português e espanhol (limite de 15 %) assim como do limite estabelecido no Manual do SEPM (limite de 30 %). 3.4.3.2 Cenário Vazio de Inverno Típico No cenário Vazio de Inverno Típico e à semelhança do verificado na análise efectuada para a contingência [N‐1], também no estudo de contingência [N‐2] se verificaram violações do limite máximo da tensão em barramentos 35
de 30 kV, quando considerado o valor de 1,05 p.u. do RRT. No entanto não chega a ultrapassar o limite máximo de tensão definido no caso das ilhas, conforme se pode verificar na Figura 3.11. Neste cenário não se verificam sobrecargas nas linhas nem nos transformadores. Figura 3.11 – Limite máximo de tensão (1,05 p.u.) do RRT. Perfil de tensão em Regime N‐2 nos barramentos de 30 kV: cenário VIT 3.4.4 Conclusão Considerando a rede em qualquer dos cenários de carga Ponta de Verão ou Vazio de Inverno Típico, os limites das variáveis de controlo de funcionamento da rede, durante a ocorrência de uma falha simples num dos elementos da rede, estão dentro dos intervalos de aceitabilidade considerados nos códigos de rede das ilhas da Madeira e da Irlanda. Quando verificada a aplicação do código de rede português, nomeadamente em relação à variação da tensão da rede que passa de 10 % nas ilhas para 5 % no RRT, ocorrem mais situações de não cumprimento desse intervalo. Durante o regime de contingência [N‐2], o perfil da tensão, considerando o cenário Ponta de Verão, está dentro dos limites estabelecidos nos códigos de rede estudados. Já no cenário Vazio de Inverno Típico as tensões nos barramentos da rede tem um perfil mais elevado, no entanto não chegam a passar os limites estabelecidos para as ilhas. Relativamente aos procedimentos de operação da rede espanhola (península e SEIE) verifica‐se que os limites mínimos admissíveis para a variação da tensão são próximos dos limites estabelecidos no código de rede português, e os limites máximos admissíveis são próximos dos limites estabelecidos nos códigos de rede das ilhas. 36
3.5 Regime Transitório 3.5.1 Introdução Num sistema de energia eléctrica o estudo de estabilidade transitória tem como objectivo a análise da estabilidade do sistema após a ocorrência de um defeito num determinado ramo da rede, que pode ser uma linha ou um transformador, sendo o ramo defeituoso retirado de serviço. A estabilidade do sistema só é conseguida quando as oscilações provocadas pelo defeito são amortecidas no período pós‐defeito e tendem para um valor estacionário. Para a análise da estabilidade transitória da rede eléctrica da ilha da Madeira, foi provocado um defeito trifásico simétrico nos barramentos terminais de cada ramo da sua rede de transporte, sendo o tempo de eliminação do defeito e consequente abertura do ramo defeituoso, de 250 ms. A duração das simulações foi de 30 s, tempo suficiente para que a rede atingisse o regime estacionário pós perturbação. Nas secção 3.5.2 são apresentados os resultados das simulações efectuadas considerando o cenário de carga Ponta de Verão e na secção 3.5.3 o cenário de carga Vazio de Inverno Típico. Para cada cenário de carga, é analisado o comportamento da rede através das suas variáveis de controlo (tensão, frequência e sobrecarga nas linhas/transformadores) assim como o comportamento dos geradores eólicos face ao defeito provocado na rede. De acordo com os códigos de rede analisados no capítulo 2, os geradores eólicos devem suportar defeitos que ocorram na rede sem se desligarem, pelo que será verificado o seu comportamento perante cavas de tensão, a sua capacidade de injectar intensidade de corrente reactiva na rede durante o período de defeito e a sua resposta às variações de frequência e de tensão na rede. Independentemente do cenário de carga estudado foi identificada uma perturbação que origina sempre sobrecargas nos ramos e tensões fora dos limites estabelecidos. Essa situação ocorre quando é provocado o defeito no Transformador 60/6,6 kV da SE Alegria, numa zona em que a rede é radial e cujo defeito origina a formação de uma ilha (com geração e carga). 3.5.2 Análise dos resultados: cenário Ponta de Verão Para o cenário Ponta de Verão foram efectuadas 86 simulações que se resumem no Anexo 3. Para cada simulação foi feita uma análise ao comportamento da rede e ao comportamento dos geradores eólicos, face ao defeito simulado. 3.5.2.1 Estabilidade transitória na rede: critérios de estabilidade Nesta secção vão ser analisadas as variações da tensão, as variações da frequência e as sobrecargas nas linhas e nos transformadores, decorrentes dos defeitos provocados nos vários ramos na rede de transporte do SEPM. Das simulações efectuadas foram verificados os limites impostos pelos códigos de rede das ilhas (Madeira e Irlanda) e pelo código de rede português (RRT), de acordo com a Tabela 2.5. Tensão Na Tabela 3.1 é identificado o ramo em que foi provocado o defeito trifásico simétrico (sendo, consequentemente, retirado de serviço) e os barramentos cuja variação de tensão atingiu valores fora dos 37
limites do código de rede português. Das simulações efectuadas verificaram‐se várias situações com variações da tensão abaixo do limite mínimo estipulado no RRT (0,95 p.u.), e apenas uma situação em que a tensão no(s) barramento(s) afectado(s) pelo defeito atingiu valores ligeiramente acima de 1,05 p.u. Esta situação ocorreu no defeito provocado no Transformador 60/6,6 kV do Grupo 20 da Central Térmica de Vitória (VTO6‐G20CTV), em que a tensão desse grupo atingiu o valor de 1,0503 p.u. Os defeitos que ocorrem junto à Central Térmica do Caniçal (CTC), na linha de ligação da central e no transformador do grupo, provocam abaixamentos de tensão em vários barramentos uma vez que, o grupo da CTC garante à rede cerca de 25 % da reactiva gerada. Identificação do ramo onde foi provocado o defeito simétrico trifásico Linha 60 kV da SE Caniçal para a C. Térmica do Caniçal (CNL6‐CTC6) Transformador 60/11 kV da C. Térmica do Caniçal – Defeito nos 60 KV (CTC6‐GRCTC) Transformador 60/11 kV da C. Térmica do Caniçal – Defeito nos 11 KV (GRCTC‐CTC6) Transformador 30/60 kV da SE Pedra Mole – Defeito nos 30 kV (PML3‐PML6) 1º Transformador 6,6/60 kV da SE Machico – Defeito nos 6,6 kV (MCH6.6‐MCH6) Linha 60 kV da SE Machico para a SE Palheiro Ferreiro (MCH6‐PFE6) Transformador 60/6,6 kV do Grupo 20 da C. Térmica de Vitoria – Defeito nos 60 kV (VTO6‐G20CTV) Barramentos cujos valores de tensão estão fora dos limites estabelecidos no RRT SE Caniçal, 6,6 kV (CNL6.6)
SE Machico, 6,6 kV (MCH6.6)
SE Santo da Serra, 6,6 kV (SSR6.6) SE Santana, 6,6 kV (STA6.6) SE S. Roque do Faial, 30 kV (LDF3) SE Santana, 30 kV (STA3)
SE Caniçal, 60 kV (CNL6)
SE Machico, 60 kV (MCH6)
SE Caniçal, 6,6 kV (CNL6.6)
SE Machico, 6,6 kV (MCH6.6)
SE Santo da Serra, 6,6 kV (SSR6.6)
SE Santana, 6,6 kV (STA6.6) Valor extremo da tensão (p.u.) 0,9255
0,9286
0,9433 0,9433 0,9348 0,927
0,9011
0,9028
0,9255
0,9286
0,9433
0,9493 SE S. Roque do Faial, 30 kV (LDF3) SE Santana, 30 kV (STA3)
SE Caniçal, 60 kV (CNL6)
C. Térmica do Caniçal, 60 kV (CTC6) SE Machico, 60 kV (MCH6) SE Caniçal, 6,6 kV (CNL6.6)
SE Machico, 6,6 kV (MCH6.6)
SE Santo da Serra, 6,6 kV (SSR6.6)
SE Santana, 6,6 kV (STA6.6) SE S. Roque do Faial, 30 kV (LDF3) SE Santana, 30 kV (STA3)
SE Caniçal, 60 kV (CNL6)
C. Térmica do Caniçal, 60 kV (CTC6) SE Machico, 60 kV (MCH6) SE Palheiro Ferreiro, 60 kV (PFE6) SE Ponta Delgada, 6,6 kV (PDG6.6) C. Hídrica Serra d’Água (SDA6.6)
SE Ponta do Pargo, 6,6 kV (PDP6.6) 0,9348 0,927
0,9011
0,9011
0,9028 0,925
0,9281
0,9428
0,9488 0,9343 0,9265
0,9006
0,9006 0,9023 0,9498 0,9444 0,9392
0,9484 SE Machico, 6,6 kV (MCH6.6) 0,9446 SE Machico, 60 kV (MCH6) 0,9474 Grupo 20 C. Térmica Vitória, 6,6 kV (G20CTV) 1,0503 Tabela 3.1 – Regime Transitório: defeitos cujas tensões nos barramentos afectados saem fora dos limites do RRT: Cenário PV 38
Os procedimentos de operação da rede eléctrica de Espanha apresentam limites para a variação da tensão semelhantes ao RRT (no seu valor mínimo de tensão) e às ilhas (no seu valor máximo da tensão), pelo que a lista de ocorrências da Tabela 3.1, mantém‐se válida também nesta situação. Desvios de frequência Numa rede electricamente isolada, como é o caso da rede eléctrica da ilha da Madeira, a frequência da rede é um indicador muito relevante para a verificação da estabilidade do sistema. Neste sentido, foram monitorizados 5 barramentos estratégicos que permitem identificar a ocorrência de separações na rede e/ou situações de instabilidade da rede. Os barramentos de 30 kV monitorizados, são: Machico (MCH3), Funchal (FCH3), Calheta (CTA3), Santo da Serra (SSR3) e S. Vicente (SVC3). Nos defeitos simulados no cenário de carga Ponta de Verão, não foi identificada nenhuma situação de instabilidade, tendo a frequência estabilizado antes do tempo de simulação (t = 30 s). No entanto, verificou‐se que quando o defeito ocorre junto às subestações que agregam grandes quantidades de geração e pouco consumo a frequência desce momentaneamente abaixo do limite estabelecido no RRT e no Manual do SEPM (49,5 Hz). É o caso da SE Calheta, que recolhe a produção de todos os parques eólicos que estão localizados no Paul da Serra e grande parte das centrais hídricas, e o caso da SE Caniçal, que liga a C. Térmica do Caniçal que fica no extremo oriente da ilha, afastado da zona de grande consumo. Quando o defeito ocorre junto às subestações que estão perto dos grandes centros de consumo mas com pouca geração, a frequência ultrapassa ligeiramente o valor de 50,5 Hz (limite máximo do RRT e do Manual do SEPM). Esta situação verifica‐se na SE Palheiro Ferreiro e na SE Vitoria, que se localizam junto à cidade do Funchal. Nas figuras 3.12 e 3.13, apresenta‐se a evolução da frequência ao longo do tempo nos 5 barramentos monitorizados (MCH3, FCH3, CTA3, SSR3 e SVC3), considerando um defeito junto à SE Calheta, Figura 3.12 e junto à SE Palheiro Ferreiro, Figura 3.13. Nestas figuras estão representados os limites mínimos e máximos de frequência permitidos no código de rede português (cujos valores são os mesmos no Manual do SEPM) e os limites impostos nos P.O.1.1 (referente a Espanha peninsular) e P.O.1 (dos SEIE). Figura 3.12 – Evolução da frequência durante um defeito junto à SE Calheta: Cenário PV 39
Figura 3.13 – Evolução da frequência durante um defeito junto à SE Palheiro Ferreiro: Cenário PV Quando o defeito ocorre junto à SE Palheiro Ferreiro (PFE) e junto à SE Vitoria (VTO), as frequências nas subestações monitorizadas observam uma maior oscilação. Sobrecargas nas linhas e nos transformadores Na Tabela 3.2 estão listadas as situações de defeito que provocam sobrecargas nos ramos. Para cada situação é identificado o elemento da rede e a percentagem de sobrecarga nesse elemento. Nos ramos em paralelo, quando um ramo é retirado de serviço devido a uma perturbação, o(s) ramo(s) que se encontram em paralelo passa(m) a veicular a carga que era transportada no ramo que ficou fora de serviço e pode, ou não, entrar em sobrecarga. É o caso dos transformadores da SE Caniçal, que estão em paralelo. A sobrecarga que se observa no transformador que fica ligado é igual, quer se desligue o transformador 1 ou o transformador 2. Isto não acontece nos transformadores da SE Machico que estão em paralelo, uma vez que estes transformadores têm potências nominais diferentes. O 1º Transformador 6,6/60 kV tem uma potência de 15 MVA e o 2º Transformador 6,6/60 kV tem uma potência de 10 MVA. Nos transformadores de 30/60 kV, o transformador 1 tem uma potência de 15 MVA e o transformador 2 tem uma potência de 25 MVA. Identificação do ramo onde foi provocado o defeito simétrico trifásico 1º Transformador 6,6/60 kV da SE Machico – Defeito nos 6,6 kV (MCH6.6‐MCH6) 1º Transformador 60/6,6 kV da SE Machico – Defeito nos 60 kV (MCH6‐MCH6.6) Ramo em Sobrecarga 2º Transformador 6,6/60 kV da SE Machico (MCH6.6‐MCH6_2) 2º Transformador 60/6,6 kV da SE Machico (MCH6.6‐MCH6_2) Sobrecarga
(%) 40,4 % 34,1 % Tabela 3.2 – Regime Transitório: situações de defeitos que provocam sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores: Cenário PV 40
Identificação do ramo onde foi provocado o defeito simétrico trifásico (cont.) 2º Transformador 30/60 kV da SE Machico (MCH3‐MCH6_2) 1º/2º Transformador 60/6,6 kV na SE Caniçal (CNL6‐CNL6.6) Linha 60 kV da SE Caniçal para a C. Térmica do Caniçal (CNL6‐CTC6) Transformador 60/11 kV da C. Térmica do Caniçal (CTC6‐GRCTC) Ramo em Sobrecarga 1º Transformador 30/60 kV da SE Machico (MCH3‐MCH6) 2º/1º Transformador 6,6/60 kV da SE Caniçal (CNL6.6‐CNL6) Transformador 6,6/60 kV do Grupo 20 da C. Térmica Vitória (G20CTV‐VTO6) Transformador 6,6/60 kV do Grupo 20 da C. Térmica Vitória (G20CTV‐VTO6) Sobrecarga
(%) 17,7 % 12,4 % 0,5 % 0,5 % Tabela 3.2 – Regime Transitório: situações de defeitos que provocam sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores: Cenário PV (cont.) 3.5.2.2 Estabilidade transitória nos geradores eólicos Nesta secção pretende‐se analisar o comportamento dos geradores eólicos face a perturbações na rede eléctrica. Conforme descrito na secção 3.2, na rede eléctrica da Madeira foram considerados dois tipos de geradores eólicos. Os geradores eólicos mais recentes que têm capacidade para suportar cavas de tensão que ocorrem na rede e os geradores eólicos mais antigos que não têm essa capacidade. Os geradores eólicos mais antigos são máquinas de indução de rotor em gaiola (MIRG) e os outros geradores, com capacidade para suportarem cavas de tensão, são máquinas de indução duplamente alimentadas (MIDA). O funcionamento destas máquinas e o funcionamento de outros equipamentos que também fazem parte do sistema eléctrico da Madeira (a máquina síncrona, o regulador de tensão e o regulador de carga‐velocidade), é descrito no APÊNDICE (1). Capacidade para suportarem cavas de tensão As cavas de tensão são abaixamentos de tensão que ocorrem durante instantes de tempo que podem ser mais ou menos prolongados. No estudo [12] os geradores eólicos do tipo MIDA17 foram especificados de forma a serem resistentes às cavas de tensão, através das protecções de mínimo de tensão, conforme curva da Figura 3.14. Esta curva foi definida tendo em conta a curva imposta no código de rede português sendo, no entanto, semelhante à curva exigida em Espanha (excepto nas Canárias). Na Tabela 2.7, da secção 2.5.3, foram apresentadas as curvas de cava de tensão exigidas nos vários códigos de rede. 17
Os parques eólicos que possuem geradores eólicos com máquinas do tipo MIDA, são os NPE2, NPE5, NPE6, NPE7, NPE8 e ME 41
Figura 3.14 ‐ Característica tensão‐tempo de referência e simulada das protecções dos geradores eólicos de acordo com o RRT Nas simulações efectuadas no cenário de carga Ponta de Verão verificou‐se que, em quase todos os defeitos, os geradores eólicos do tipo MIDA permanecem ligados à rede quando a cava de tensão está dentro da curva definida no RRT e nos P.O.12.3., excepto nas situações em que o defeito ocorre junto às subestações que electricamente estão mais próximas destes parques eólicos. Quando o defeito ocorre nos 30 kV de um dos transformadores 60/30 kV da SE Calheta (que estão em paralelo), verifica‐se que dois dos parques eólicos têm uma queda de tensão abaixo da curva especificada nos RRT e P.O.12.3 e que portanto são desligados da rede. O NPE6 atinge uma tensão mínima de 0,1259 p.u. em t = 0,249 s e o ME chega mesmo a atingir o valor de 0 pu, ficando com esse valor durante 0,249 s. Quando o defeito é eliminado (em t = 0,35 s) e o transformador 60/30 kV onde ocorreu o defeito é retirado ficando apenas o segundo transformador em serviço, todos os geradores eólicos recuperam a sua tensão para os valores iniciais, conforme se pode visualizar na Figura 3.15. Figura 3.15 – Verificação da curva da cava de tensão nos novos parques eólicos durante um defeito no Transformador 30/60 kV da SE Calheta: Cenário PV 42
A tensão que está a ser monitorizada é a tensão medida no transformador do grupo gerador no lado da rede eléctrica (no secundário), pelo que os geradores eólicos que foram desligados da rede passam a “visualizar” a tensão que fica na rede após a recuperação do defeito. Quando o defeito ocorre nos 30 kV do Transformador 60/30 kV da SE Pedra Mole verifica‐se que, apesar nenhum parque eólico atingir tensões tão baixas como quando ocorre o defeito na SE Calheta, existem 4 parques eólicos em que a tensão está abaixo do limiar que os obriga a desligar da rede. Esta situação ocorre nos NPE2, NPE5, NPE7 e no NPE8, conforme mostra a Figura 3.16 (as curvas dos NPE7 e NPE8 estão sobrepostas). O NPE6 está electricamente mais afastado da SE Pedra Mole pelo que a cava de tensão não atinge valores tão baixos. Figura 3.16 – Verificação da curva da cava de tensão nos novos parques eólicos durante um defeito no Transformador 60/30 kV da SE Pedra Mole: Cenário PV Fornecimento de energia reactiva à rede durante o defeito Em complemento à capacidade de suportar cavas de tensão, conforme disposição anterior, os geradores eólicos devem ser capazes de fornecer corrente reactiva durante a ocorrência do defeito por forma compensar o abaixamento da tensão da rede. Ao fornecer corrente reactiva ao sistema, o parque eólico está a contribuir para minimizar o impacto da queda de tensão do defeito, reduzindo a extensão da rede afectada pelo defeito e melhorando a qualidade de serviço. Para a verificação da corrente reactiva injectada na rede durante o defeito foi desenvolvido o algoritmo que está explicado no APÊNDICE (2). Para todas as 86 simulações do cenário de carga Ponta de Verão, foi verificado o cumprimento das curvas de fornecimento de reactiva à rede do código de rede português e espanhol, resumidas na Tabela 2.9, capítulo 2. Em todas as simulações efectuadas, verificou‐se que os modelos dos geradores eólicos não cumprem a curva de fornecimento de reactiva do RRT, principalmente no período pós‐defeito durante a recuperação. 43
A título de exemplo, apresenta‐se nas figuras seguintes a distribuição de em relação à variação da tensão, considerando 3 defeitos em subestações diferentes. A Figura 3.17 corresponde a um defeito junto à SE Calheta, a Figura 3.18 a um defeito junto à SE Pedra Mole e a Figura 3.19 junta à SE Palheiro Ferreiro. Figura 3.17 ‐ Verificação da curva de fornecimento de reactiva durante a cava de tensão provocada durante o defeito junto à SE Calheta: Cenário PV As subestações de Calheta e Pedra Mole são as subestações que colectam a produção dos parques eólicos que têm capacidade de suportar cavas de tensão, pelo que um defeito provocado nestas subestações tem um impacto significativo nos geradores eólicos. Como comparação é apresentada a distribuição observada quando ocorre um defeito junto à SE Palheiro Ferreiro, que está electricamente distante desses parques eólicos. Figura 3.18 – Verificação da curva de fornecimento de reactiva durante a cava de tensão provocada durante o defeito junto à SE Pedra Mole: Cenário PV 44
Figura 3.19– Verificação da curva de fornecimento de reactiva durante a cava de tensão provocada durante o defeito junto à SE Palheiro Ferreiro: Cenário PV Resposta a variações de frequência No capítulo 2 foram apresentadas algumas estratégias que os operadores de rede têm delineado de forma a fazer com que os geradores eólicos respondam a variações de frequência que surjam na rede eléctrica. Nos parques eólicos simulados na rede eléctrica da Madeira não foi considerado nenhum sistema de regulação potência – frequência, conforme previsto no código de rede da Irlanda e no documento de trabalho proposto pela REE. Assim, apenas foi verificada se a variação de frequência que ocorre na rede provocada por um defeito, está dentro dos limites estabelecidos no código de rede português. O RRT impõe que as instalações eólicas devem suportar incidentes, sem se desligarem da rede, para desvios de frequência entre os 47,5 Hz e 51,5 Hz. Das simulações efectuadas verificou‐se que em todas as situações a frequência medida nos barramentos dos geradores eólicos dos NPE2, NPE5, NPE6, NPE7, NPE8 e ME se mantêm dentro dos limites estabelecidos. A título de exemplo apresentam‐se nas figuras 3.20 e 3.21 a evolução da frequência nos parques eólicos monitorizados considerando o defeito junto às subestações que mais influências têm nos comportamentos dos parques eólicos. 45
Figura 3.20 – Evolução da frequência nos geradores eólicos durante um defeito junto à SE Calheta: Cenário PV Em qualquer das situações apresentadas nas figuras 3.20 e 3.21, a frequência estabiliza abaixo dos 50 Hz. Figura 3.21 – Evolução da frequência nos geradores eólicos durante um defeito junto à SE Pedra Mole: Cenário PV 46
Resposta a variações de tensão Conforme descrito no capítulo 2, há duas filosofias diferentes para compensar as variações de tensão da rede. No documento de trabalho da REE e no código de rede da Irlanda é exigido aos parques eólicos um sistema de regulação automático de tensão em que os desvios da tensão sejam compensados com a injecção de corrente reactiva na rede. Em Portugal é feito de forma manual pelo operador da rede um controlo de reactiva, em que em situações extremas é enviado um setpoint aos promotores das instalações eólicas de forma a alterar a reactiva a injectar na rede. Actualmente, com a publicação do novo código de rede português é imposto às instalações eólicas uma tgφ = 0,2 nas horas Cheias e de Ponta e uma tgφ = 0 nas horas de vazio e super vazio. No entanto o gestor do sistema pode definir outros limites de acordo com as necessidades locais da rede onde está ligado o parque eólico. Nos parques eólicos simulados na rede eléctrica da Madeira foi imposto um cos φ unitário de forma a não haver injecção de potência reactiva na rede. 3.5.3 Análise de resultados: cenário Vazio de Inverno Típico No cenário Ponta de Verão foram efectuadas simulações considerando toda a rede de transporte do SEPM. Já no cenário de carga Vazio de Inverno Típico, apenas foram simulados os defeitos (cerca de 40 simulações) que maior impacto poderiam ter na rede de transporte, conforme resumo do Anexo 4. Para cada uma destas simulações foi feita uma análise ao comportamento da rede e ao comportamento dos geradores eólicos, face ao defeito simulado. 3.5.3.1 Estabilidade transitória na rede: critérios de estabilidade Nesta secção são analisadas as variações da tensão, as variações da frequência e as sobrecargas nas linhas e nos transformadores, considerando o cenário Vazio de Inverno Típico. Face aos resultados obtidos foi verificado que se cumprem os limites descritos na Tabela 2.6. Tensão De todas as simulações efectuadas verificou‐se que, para além do defeito provocado no Transformador 60/6,6 kV da SE Alegria, não existe nenhuma situação em que a tensão nos barramentos afectados pelo defeito atinja valores fora dos intervalos definidos nos códigos de rede estudados (RRT e Manual SEPM). Desvios de frequência Relativamente aos desvios de frequência verificou‐se que em quase todas as simulações no cenário de carga de Vazio de Inverno Típico os valores de frequência medidos nos barramentos de 30 kV monitorizados são excedidos no período transitório. Quando o defeito ocorre nas subestações que estão junto ao grande centro de consumo, nomeadamente as subestações de Alegria (ALE), Palheiro Ferreiro (PFE) e Vitoria (VTO), a frequência nas subestações monitorizadas observam uma maior oscilação. Na Figura 3.22 pode‐se visualizar a evolução da frequência nos 5 barramentos monitorizados quando ocorre um defeito na Linha 60 kV entre a SE Vitoria e a SE Alegria, junto à SE Vitoria. Durante este defeito, observa‐se 47
um pico de frequência máximo nas subestações da Calheta (CTA) e São Vicente (SVC), que são subestações que estão mais perto dos centros electroprodutores. A frequência nestas duas subestações ultrapassa momentaneamente o limite dos 50,5 Hz do código de rede português. Após a eliminação do defeito e consequente retirada do ramo onde ocorreu o defeito, verifica‐se um abaixamento da frequência, que chega a passar o limite mínimo (49,5 Hz). Há de seguida uma recuperação da frequência nas subestações monitorizadas que estabiliza antes dos 30s da simulação num valor abaixo da frequência fundamental (50 HZ). Se for considerado o código de rede espanhol a situação ainda se agrava mais, uma vez que o intervalo de variação da frequência é menor (49,85 ‐ 50,15). Figura 3.22 – Evolução da frequência durante um defeito junto à SE Vitória: Cenário VIT Quando o defeito ocorre no transformador 60/30 kV da SE Pedra Mole (PML) ou num dos transformadores 60/30 kV da SE Calheta (CTA), a frequência nas subestações monitorizadas estabiliza abaixo do limite estipulado no Manual do SEPM (49,5 Hz) mas antes de ser efectuado o deslastre de frequência, conforme se pode verificar na Figura 3.23. 48
Figura 3.23 – Evolução da frequência durante um defeito junto à SE Calheta Quando o defeito ocorre junto à C. Térmica do Caniçal, verifica‐se um abaixamento da frequência que é recuperado rapidamente, conforme se mostra na Figura 3.24. Figura 3.24 – Evolução da frequência durante um defeito junto à SE Caniçal: Cenário VIT 49
Sobrecargas nas linhas e nos transformadores Para além da sobrecarga verificada quando ocorre o defeito no Transformador 60/6,6 kV da SE Alegria, no cenário Vazio de Inverno Típico não se verificam sobrecargas nas linhas nem nos transformadores.
3.5.3.2 Estabilidade transitória nos geradores eólicos Considerando agora o cenário de carga Vazio de Inverno Típico, pretende‐se analisar o comportamento dos geradores eólicos face a perturbações na rede eléctrica. Capacidade para suportarem cavas de tensão No cenário de carga Vazio de Inverno Típico um defeito junto à SE Calheta ou junto à SE Pedra Mole é sentido com mais intensidade do que no cenário Ponta de Verão, propagando‐se por mais parques eólicos. Nas Figuras 3.25 e Figura 3.26 observam‐se as cavas de tensão sentidas nos geradores eólicos (junto ao transformador do grupo, do lado da rede) durante a ocorrência de um defeito nestas subestações. Figura 3.25 – Verificação da curva da cava de tensão nos novos parques eólicos durante um defeito na SE Calheta: Cenário VIT 50
Figura 3.26 – Verificação da curva da cava de tensão nos novos parques eólicos durante um defeito na SE Pedra Mole: Cenário VIT No cenário Vazio de Inverno Típico verificou‐se que os defeitos que ocorrem junto à SE Vitória são sentidos nos parques eólicos, conforme Figura 3.27, sendo que os NPE2 e NPE6 acabam por se desligar da rede. Esta situação não se verificou no cenário Ponta de Verão. Figura 3.27 – Verificação da curva da cava de tensão nos novos parques eólicos durante um defeito na Linha 60 kV da SE Vitoria para SE Calheta: Cenário VIT 51
Fornecimento de energia reactiva à rede durante o defeito À semelhança do que se verificou no cenário de carga de Ponta de Verão, em todas as simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico os geradores eólicos não cumprem a curva de fornecimento de reactiva dos códigos de redes. A título de exemplo, apresenta‐se nas figuras seguintes a distribuição de em relação à variação da tensão, considerando um defeito numa subestação próxima (electricamente) dos parques eólicos e numa outra subestação mais afastada. A Figura 3.28 corresponde a um defeito junto à SE Pedra Mole e a Figura 3.29 junto à SE Machico. Figura 3.28 – Verificação da curva de fornecimento de reactiva durante a cava de tensão provocada durante o defeito junto à SE Pedra Mole: Cenário VIT Figura 3.29 – Verificação da curva de fornecimento de reactiva durante a cava de tensão provocada durante o defeito junto à SE Machico: Cenário VIT 52
Resposta a variações de frequência Uma vez que não foi considerado nenhum sistema de regulação potência – frequência, conforme previsto no código de rede da Irlanda e no documento de trabalho proposto pela REE, apenas foi verificada se a variação de frequência na rede provocada por um defeito, está ou não dentro dos limites estabelecidos no RRT (47,5 Hz e 51,5 Hz). À semelhança do cenário de carga Ponta de Verão, também no cenário Vazio de Inverno Típico, verificou‐se que em todas as situações a frequência medida nos barramentos dos geradores eólicos dos NPE2, NPE5, NPE6, NPE7, NPE8 e ME se mantêm dentro dos limites estabelecidos. Resposta a variações de tensão A situação descrita para o cenário de carga Ponta de Verão mantém‐se válida no cenário de carga Vazio de Inverno Típico. De facto, não só não são considerados sistemas de regulação automático de tensão nos parques eólicos dimensionados na rede eléctrica da Madeira, como os valores da tg φ impostos pelo gestor do sistema não dependem do cenário de carga em estudo. 3.5.4 Conclusão Na análise da estabilidade transitória da rede efectuada considerando o cenário de carga Ponta de Verão, conclui‐se que a aplicação dos limites de tensão impostos nas ilhas (cujo intervalo é mais permissivo) provoca menos situações de infracção desses limites, do que se forem considerados os limites de tensão do código de rede português. No cenário Vazio de Inverno Típico, a única situação de não cumprimento provoca tensões tão baixas, que não cumprem nenhum dos códigos de rede estudados. Em ambos os cenários de carga estudados verificou‐se que a frequência monitorizada nos 5 barramentos de referência da rede eléctrica da Madeira, apresenta flutuações que ultrapassam os limites do RRT e do Manual do SEPM. No entanto não se verificaram situações de instabilidade da rede, sendo essas flutuações da frequência transitórias. A frequência acaba por estabilizar antes dos 30 s da simulação, normalmente abaixo dos 50 Hz. Os limites impostos para a frequência nos procedimentos de operação são muito limitativos, quando comparados com o intervalo previsto no RRT e no Manual do SEPM. Quanto às sobrecargas em alguns ramos da rede, devem‐se essencialmente ao facto da rede ser radial, nomeadamente na ligação entre a Central Hídrica de Terça e a SE Alegria. Para além desta ligação as restantes situações verificaram‐se em ramos paralelos, em que a saída de um dos ramos (linha ou transformador) provoca sobrecarga no outro ramo. Os geradores eólicos do tipo MIDA foram dimensionados para suportarem cavas de tensão de acordo com a curva prevista no RRT que é muito semelhante à curva exigida pelo operador da rede eléctrica de Espanha (excepto nas Canárias). Em ambos os cenários de carga verifica‐se que existem parques eólicos que se desligam da rede, uma vez que a tensão desce abaixo do valor mínimo de tensão permitido (0,2 p.u.). No cenário Vazio de Inverno Típico, para além dos defeitos junto às subestações da Calheta e Pedra Mole, também os defeitos junto à SE Vitória provocam a saída de parques eólicos. 53
Em nenhum dos cenários de carga os geradores eólicos cumprem as curvas de fornecimento de reactiva estabelecidas nos códigos de redes. As variações de frequência medidas nos geradores eólicos estão dentro dos limites estabelecidos no RRT. Neste trabalho não foi analisada a regulação da variação da frequência através da alteração da potência activa fornecida pelos geradores eólicos, conforme sugerido no documento de trabalho proposto pela REE ou exigido no código de rede da Irlanda, nem a utilização de reguladores de tensão nos geradores eólicos como forma de resposta a variações de tensão existentes na rede. 4 Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos para cumprimento dos códigos de redes analisados 4.1.1 Introdução Da análise efectuada no capítulo 2 verificou‐se que as curvas das cavas de tensão exigidas aos geradores eólicos nos códigos de rede das ilhas das Canárias e da Irlanda são mais severas do que a curva da cava de tensão exigida na Península Ibérica. Por outro lado, constatou‐se que a aplicabilidade das exigências desses códigos de rede (capítulo 3), relativamente ao fornecimento de reactiva durante as cavas de tensão na rede, nunca é cumprida integralmente pelos geradores eólicos. Assim, no capítulo 4, secção 4.1.2, propõe‐se alterar o(s) parâmetro(s) dos geradores eólicos do tipo MIDA por forma a fazer cumprir ao máximo a curva de injecção de reactiva exigida, verificando‐se quais as consequências dessa alteração no funcionamento da rede eléctrica durante a ocorrência de um defeito (em regime transitório). Por outro lado e uma vez que a curva da cava de tensão analisada no capítulo 3 foi a curva do RRT, propõe‐se na secção 4.1.3 alterar as protecções dos geradores eólicos do tipo MIDA de forma a fazer com que suportem cavas de tensão mais severas. Será utilizada como referência a curva proposta no P.O.12.2, do SEIE das Canárias, uma vez que, de todas as curvas analisadas no capítulo 3, esta curva é a mais exigente. Foram simulados alguns defeitos no cenário Ponta de Verão, para se verificar o comportamento da rede face ao dimensionamento das protecções dos geradores eólicos com vista à aplicação desta curva. Os resultados obtidos nas simulações efectuadas, considerando as alterações propostas nas secções 4.1.2 e 4.1.3 estão resumidas nos Anexo 5, para o cenário Ponta de Verão, e no Anexo 6, para o cenário Vazio de Inverno Típico. 4.1.2 Fornecimento de reactiva durante cavas de tensão: alteração de parâmetros No estudo efectuado para o regime transitório verificou‐se que em nenhuma das situações era cumprida integralmente a curva de fornecimento de reactiva durante as cavas de tensão. Para tentar cumprir essa curva propôs‐se alterar os valores de , através da variação da corrente reactiva (Irea), uma vez que a corrente pré‐
defeito (Ipd) tem um valor constante. O valor da Ipd corresponde à corrente injectada na rede pelo gerador eólico no instante inicial, imediatamente antes da ocorrência do defeito (t = 0 s) e depende apenas das 54
condições iniciais do gerador eólico. O método criado para o calculo da percentagem e a verificação da curva do RRT são apresentados no APÊNDICE (2). Para alterar o valor da corrente reactiva, foi analisado o bloco Generator Current Injection do diagrama de blocos que caracteriza os geradores eólicos do tipo MIDA, da Figura AP1.13, do APÊNDICE (1). O esquema do Generator Current Injection está representado na Figura 4.1. Figura 4.1 – Diagrama de blocos que representa a corrente reactiva do gerador eólico Dos parâmetros que constituem o Generator Current Injection, apenas poderiam ser alteradas as constantes de tempo TIpcmd e TEqcmd, a reactância equivalente Xeq ou a constante KPLL. Os valores do escorregamento (s) e da velocidade angular (w0) estão relacionados com a potência activa e não devem ser mexidos uma vez que são variáveis definidas nas condições iniciais e utilizadas em todo o modelo. Assim e uma vez que as constantes de tempo TIpcmd e TEqcmd dependem do valor do escorregamento (s) e KPLL depende da velocidade W0, optou‐se por variar o valor da reactância equivalente (Xeq), que está relacionada com a potência reactiva e que, tipicamente, tem o valor de 0,8. 4.1.2.1 Variação do valor da reactância equivalente (Xeq) O valor da reactância equivalente (Xeq) deste modelo do gerador eólico é tipicamente 0,8. Para se perceber qual o comportamento do modelo à alteração da reactância equivalente variou‐se o valor de Xeq entre 0,1 e 1, num único parque eólico, mantendo‐se as restantes condições de simulação. O parque eólico escolhido foi o NPE6 e as simulações foram efectuadas considerando o cenário de carga Ponta de Verão, com um defeito no Transformador 30/60 kV da SE Pedra Mole, sendo esse ramo retirado de serviço após a eliminação do defeito. Para cada simulação foi observado o comportamento das grandezas do gerador eólico nº 1, do NPE6, de modo a perceber o impacto da variação da reactância equivalente no andamento da tensão, da potência activa, da potência reactiva e na percentagem de corrente reactiva injectada na rede. Na Figura 4.2 observa‐se as curvas de tensão obtidas para cada valor de Xeq. Quando o valor Xeq é mais baixo, a queda de tensão é menor e mais rápida. À medida que o Xeq vai aumentando (entre 0,1 e 0,4) a profundidade da cava de tensão e a sua duração também aumenta. Para Xeq = 0,5 a curva observada mantêm o mesmo comportamento que para Xeq = 0,6 e 0,7 (em tensão e tempo). Quando Xeq passa para 0,8 a curva altera‐se atingindo um valor de tensão um pouco mais baixo mas com uma recuperação mais rápida. O mesmo comportamento é verificado para Xeq = 0,9 e 1. 55
Figura 4.2 – Tensão observada no gerador eólico nº1 do NPE6 para as variações de Xeq. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV De acordo com o código de rede português, a potência activa injectada na rede durante um defeito deveria ser nula. Na Figura 4.3 constata‐se que isso não acontece. No entanto, verifica‐se que quanto maior o valor de Xeq mais próximo de zero fica a potência activa. Após a eliminação do defeito, a potência activa injectada aumenta e é tanto maior, quanto menor for o valor de Xeq. Figura 4.3 – Potência activa observada no gerador eólico nº1 do NPE6 para as variações de Xeq. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV
56
Na Figura 4.4 observa‐se que a potência reactiva injectada na rede, durante o defeito, é tanto maior quanto menor for o valor de Xeq. A Figura 4.5 mostra a distribuição de , para os vários valores de Xeq. Figura 4.4 – Potência reactiva observada no gerador eólico nº1 do NPE6 para as variações de Xeq. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV Figura 4.5 – Distribuição de Irea/Iped observada no gerador eólico nº1 do NPE6 para as variações de Xeq. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV Para Xeq igual a 0,8, 0,9 e 1 as curvas da tensão, potência activa e potência reactiva são semelhantes pelo que a alteração do Xeq para estes valores não traz qualquer tipo de benefício para a rede. 57
Por outro, para os valores de 0,1 e 0,2 as curvas da tensão, potência activa e potência reactiva apresentam variações muito elevadas. Assim e de acordo com o observado da Figura 4.5, o valor a considerar como mais favorável será Xeq = 0,5. 4.1.2.2 Validação do novo valor da reactância equivalente O valor de 0,5 para Xeq aparenta ser a melhor opção de forma a ser cumprida pelo gerador eólico a curva de injecção de corrente reactiva exigida no código de rede português. Assim, alterou‐se o valor de Xeq para 0,5, em todos os geradores eólicos da rede eléctrica da Madeira e simulou‐se para o mesmo cenário de carga, o mesmo defeito no Transformador 30/60 kV da SE Pedra Mole. Dos resultados obtidos observa‐se que, com a diminuição do Xeq há um aumento nas tensões registadas durante o defeito. Os 4 parques eólicos que se desligavam da rede, quando Xeq = 0,8, mantêm‐se agora ligados. Na Figura 4.6 compara‐se as tensões nos parques eólicos considerando Xeq = 0,5 e Xeq = 0,8. Figura 4.6 – Tensão observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,8. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV Apesar deste resultado ser mais favorável, no cumprimento da curva de injecção da corrente reactiva o Xeq = 0,5 provoca aumentos exagerados da reactiva injectada na rede. De facto e conforme se pode visualizar Figura 4.7, o NPE6 é o que tem melhor desempenho (conforme se tinha concluído com a Figura 4.5) no entanto, nos restantes parques eólicos, a percentagem de 200 % no caso do NPE5. 58
aumenta, chegando mesmo a ultrapassar os Figura 4.7 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,8. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV Face a estes resultados e de forma a verificar se o comportamento seria semelhante, caso os defeitos fossem provocados noutros locais da rede, foram efectuadas outras simulações no mesmo cenário de carga. Tendo em consideração a análise do capítulo 3, considerou‐se interessante simular um defeito junto à SE Calheta e um defeito junto à SE Alegria, admitindo agora Xeq = 0,5. Comparando os resultados destas simulações, com os resultados obtidos na situação inicial (com Xeq = 0,8), verifica‐se que: •
Considerando o defeito junto à SE Alegria, há um agravamento das tensões junto aos barramentos de 6,6 kV da SE Alegria e da Central Hídrica de Terça, no entanto deixa de existir sobrecarga no transformador da Central Hídrica de Terça; •
Considerando o defeito junto à SE Calheta, a tensão mínima verificada durante o defeito nos NPE6 e ME aumenta ligeiramente, no entanto, ambos os parques eólicos continuam a desligar‐se da rede; •
Em ambas as simulações, a dispersão não cumpre a curva pretendida, verificando‐se algumas melhorias, mas à custa de injecção de reactiva acima dos 100%. 59
Figura 4.8 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,8. Defeito na SE Alegria: Cenário PV Figura 4.9 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,8. Defeito na SE Calheta: Cenário PV Uma vez que os resultados obtidos com Xeq = 0,5 não foram totalmente satisfatórios, simulou‐se novamente os 3 defeitos (junto à SE Pedra Mole, junto à SE Alegria e junto à SE Calheta) alterando agora o valor de Xeq para 0,6 e 0,7. Em qualquer das simulações, verificou‐se que quanto mais baixo o valor de Xeq, menor é a cava de tensão sentida pelo gerador eólico, pelo que, menos parques eólicos se desligam da rede. 60
Apesar de nenhuma das simulações efectuadas ser conclusiva na escolha de um valor único para Xeq, verifica‐se que quando o defeito ocorre junto à SE Pedra Mole e junto à SE Alegria, existe uma concentração da mais adequada à curva exigida no RRT, quando Xeq = 0,7 (do que quando Xeq = 0,5), conforme se pode verificar nas figuras 4.10 e 4.11. No defeito junto à SE Calheta, a melhor situação verifica‐se quando Xeq = 0,6, conforme Figura 4.12. No Anexo 5 apresentam‐se os resultados das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão, para os vários valores de Xeq. Figura 4.10 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,7. Defeito na SE Pedra Mole: Cenário PV Figura 4.11 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,7. Defeito na SE Alegria: Cenário PV 61
Figura 4.12 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando Xeq=0,5 e Xeq=0,6. Defeito na SE Calheta: Cenário PV 4.1.2.3 Validação da alteração do valor da reactância equivalente considerando o cenário Vazio de Inverno Típico O cenário de carga Vazio de Inverno Típico foi estudado utilizando o mesmo método do utilizado no cenário Ponta de Verão, da secção 4.1.2.2. Para além dos (3) defeitos simulados no cenário Ponta de Verão (defeito junto à SE Pedra Mole, junto à SE Alegria e junto à SE Calheta) foram efectuadas mais duas simulações junto à SE Vitória. No Anexo 6 apresentam‐se os resultados das simulações efectuadas neste cenário de carga. Os defeitos provocados junto à SE Vitória foram efectuados na linha 60 kV da SE Vitoria para a Pedra Mole e num dos Transformadores 30/60 kV da SE Vitoria. Os resultados obtidos nas simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico (Anexo 6), permitiram chegar à mesma conclusão do que os do cenário Ponta de Verão: •
A diminuição do valor de Xeq provoca um ligeiro aumento da tensão dos geradores eólicos, pelo que há menos parques eólicos a desligarem‐se da rede; •
É possível melhorar a dispersão de , alterando o valor de Xeq, no entanto não é possível definir um valor único para Xeq aplicado a todas as situações de defeito. 4.1.3 Capacidade de suportar cavas de tensão: alteração de parâmetros Face aos resultados obtidos na secção 4.1.2, considerou‐se interessante alterar as parametrizações das protecções dos geradores eólicos do tipo MIDA de forma a suportarem cavas de tensão mais severas, verificando‐se o seu impacto na rede eléctrica da Madeira. Dos códigos de rede analisados no capítulo 2, a curva da cava de tensão mais exigente é a exigida ao SEIE das Canárias é a, conforme Figura 2.9 (b), pelo que foi verificada a sua aplicação. 62
Figura 2.9 (b) – Curva da cava de tensão prevista especificamente para as Canárias Para fazer cumprir esta curva, foram alteradas as parametrizações das protecções de mínimo de tensão dos geradores eólicos do tipo MIDA, de forma a fazer cumprir a curva da cava de tensão da Figura 4.13. Figura 4.13 ‐ Característica tensão‐tempo de referência e simulada das protecções dos geradores eólicos de acordo com o P.O.12.2 do SEIE das Canárias Com as protecções de mínimo de tensão de todos os geradores eólicos alteradas, foram efectuadas duas simulações no cenário de carga Ponta de Verão. Os defeitos foram provocados em subestações de forte impacto no funcionamento dos parques eólicos (na SE Pedra Mole e na SE Calheta). No defeito no Transformador 30/60 kV, da SE Pedra Mole, foi considerado para todos os geradores eólicos o valor do Xeq = 0,7 uma vez que, de acordo com os resultados obtidos na secção 4.1.3, se mostrou ser o valor mais favorável. Os resultados obtidos (Anexo 5) mostram que todos os parques eólicos com capacidade de suportar cavas de tensão se mantêm ligados à rede, conforme Figura 4.14, inclusive os 4 parques eólicos que se desligavam inicialmente (NPE2, NPE5, NPE7 e NPE8). Relativamente às restantes condicionantes, observa‐se o seguinte: •
Não ocorrem situações em que a tensão da rede sai fora dos limites exigidos nos códigos de rede; •
Nenhum dos 5 barramentos de 30 kV monitorizados, regista desvios de frequência fora dos valores definidos nos códigos de rede; •
Não se verificam situações de sobrecargas temporárias nas linhas nem nos transformadores; 63
•
Não ocorrem desvios de frequência nos geradores eólicos fora dos limites estipulados no RRT; •
A dispersão dos valores da corrente reactiva injectada na rede durante o defeito está ligeiramente superior à dispersão verificada na situação inicial (em que Xeq = 0,8 e os relés de mínimo de tensão estavam parametrizados de acordo com a curva de cava de tensão prevista no RRT). Na Figura 4.15 é possível verificar essa diferença. Figura 4.14 – Verificação da curva da cava de tensão exigida no P.O.12.2, considerando os geradores eólicos com Xeq=0,7 e com a alteração das parametrizações dos reles de mínimo de tensão. Defeito junto à SE Pedra Mole: Cenário PV Figura 4.15 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando a alteração das parametrizações dos reles de mínimo de tensão e Xeq=0,7. Comparação com a situação inicial (Xeq=0,8 e parametrizações iniciais). Defeito junto à SE Pedra Mole: Cenário PV
64
No defeito no Transformador 30/60 kV, da SE Calheta, a situação que foi considerada mais favorável para o cumprimento da curva de fornecimento de corrente reactiva foi com Xeq = 0,6. Os resultados obtidos (Anexo 5) mostram que todos os geradores eólicos com capacidade para suportar cavas de tensão se mantêm ligados à rede, conforme Figura 4.16, inclusive os dois parques eólicos que se desligavam inicialmente (NPE6 e ME). Relativamente às restantes verificações e à semelhança da situação anterior, observa‐se que: •
Não ocorrem situações em que a tensão da rede sai fora dos limites exigidos nos códigos de rede; •
Nenhum dos 5 barramentos de 30 kV monitorizados, regista desvios de frequência fora dos valores definidos nos códigos de rede; •
Não se verificam situações de sobrecargas temporárias nas linhas nem nos transformadores; •
Não ocorrem desvios de frequência nos geradores eólicos, fora dos limites estipulados no RRT; •
A dispersão dos valores da corrente reactiva injectada na rede durante o defeito é ligeiramente superior à situação verificada inicialmente (em que Xeq = 0,8 e os relés de mínimo de tensão estavam parametrizados de acordo com a curva de cava de tensão prevista no RRT). Na Figura 4.17 é possível observar essa diferença. Figura 4.16 – Verificação da curva da cava de tensão exigida no P.O.12.2, considerando os geradores eólicos com Xeq=0,6 e com a alteração das parametrizações dos reles de mínimo de tensão. Defeito junto à SE Calheta: Cenário PV 65
Figura 4.17 – Irea/Ipd observada nos parques eólicos considerando a alteração das parametrizações dos reles de mínimo de tensão e Xeq=0,6. Comparação com a situação inicial (Xeq=0,8 e parametrizações iniciais). Defeito junto à SE Calheta: Cenário PV 4.1.4 Conclusão O valor da reactância equivalente (Xeq) que vem por defeito no modelo dos geradores eólicos utilizados neste trabalho é de 0,8. A variação deste valor permite alterar o desempenho do gerador, a nível da tensão e das potências activa e reactiva injectadas/absorvidas da rede. Para tentar cumprir a curva exigida nos códigos de rede da península ibérica, quanto à injecção de corrente reactiva na rede durante um defeito (e consequentemente, durante uma cava de tensão), foi alterado o valor de Xeq. Independentemente do cenário de carga em estudo, a redução do Xeq faz com que a tensão “vista” pelo gerador eólico, durante a cava de tensão, suba ligeiramente, havendo geradores eólicos que, com Xeq = 0,8, se desligavam da rede e que, com valores abaixo de 0,8, se mantêm ligados à rede. Por outro lado, a alteração do Xeq nos geradores eólicos para valores inferiores a 0,8, melhora ligeiramente o desempenho da rede a nível da tensão, uma vez que os parques eólicos ao se manterem ligados durante o defeito não contribuem para a propagação desse defeito. A nível de sobrecargas nos ramos e desvios de frequência não se verificaram alterações significativas. No entanto, para que fosse cumprida a curva da corrente reactiva a injectar na rede durante o defeito, não foi possível definir um valor de Xeq único, tendo‐se concluído que o Xeq mais favorável depende da localização do parque eólico e do local da rede onde ocorre o defeito. Para além da alteração do Xeq, foram alteradas as protecções de mínimo de tensão para que os geradores eólicos não se desligassem da rede quando fossem sujeitos a cavas de tensão mais exigentes. 66
Com a nova parametrização verificou‐se que, pelo facto de mais parques eólicos permanecerem ligados à rede, a tensão nos barramentos afectados durante o defeito aumentava ligeiramente evitando uma maior propagação do defeito. Assim, ao não contribuírem para a propagação do defeito, também as restantes variáveis de controlo do funcionamento da rede (frequência e sobrecarga nas linhas e nos transformadores) apresentam melhores desempenhos. Com a nova parametrização das protecções dos geradores eólicos e se fosse exequível na prática alterar o valor de Xeq adequando a cada situação de defeito, seria possível melhorar a dispersão de , exigida na curva dos códigos de rede sem, no entanto, ser cumprida integralmente. 5 Grid Code for Isolated Systems: Conclusão O trabalho Grid Code for Isolated Systems tem como objectivo verificar a aplicação de um código de rede interligada numa rede isolada tendo sido desenvolvido em 3 fases distintas. Na primeira fase (apresentada no capítulo 2) foi feita uma análise individual dos códigos/procedimentos de rede em vigor em Portugal continental, na ilha da Madeira, na Irlanda e em Espanha e nos seus Sistemas Eléctricos Insulares e Extrapeninsulares. Deste estudo resultou uma análise conjunta e comparativa (secção 2.4) que serviu de base para o desenvolvimento da segunda fase do trabalho (fase experimental). A fase experimental iniciou‐se no capítulo 3, onde foi verificada a aplicação desses códigos/procedimentos de rede numa rede electricamente isolada com forte incorporação de produção eólica. A rede que foi utilizada nas simulações foi a rede eléctrica da Madeira, criada no âmbito do trabalho [12], cujo objectivo desse trabalho foi o de determinar o montante de reforço da potência eólica tecnicamente admissível de forma a maximizar a produção eólica na Região Autónoma da Madeira. Nas simulações efectuadas foram verificados os limites impostos nos parâmetros de controlo de funcionamento da rede (tensão, frequência, sobrecargas nas linhas e sobrecargas nos transformadores) assim como as exigências na ligação dos parques eólicos à rede. Assim e ainda no âmbito da análise experimental, foram alterados (no capítulo 4) alguns parâmetros característicos dos geradores eólicos de forma a validar algumas das exigências dos códigos/procedimentos de rede estudados. Neste capítulo 5, que corresponde à terceira e última fase do trabalho Grid Code for Isolated Systems, apresentam‐se as principais conclusões da aplicação dos códigos/procedimentos de rede estudados, numa rede electricamente isolada. 5.1 Análises de segurança 5.1.1 Regime normal de funcionamento Tensão: os valores da tensão não deverão ultrapassar ± 10% do valor nominal (conforme considerado no Manual do SEPM e o WF1/WFPS1). Frequência: para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência não deverá permanecer fora do intervalo de ± 1 % de f0, durante cerca de 95 % do tempo e entre – 6 % e + 4 % de f0, durante 100 % do tempo. Considera‐se a frequência fundamental (f0) igual a 50 Hz (conforme considerado no RRT/RQS). 67
Sobrecargas: não se devem verificar sobrecargas nas linhas nem nos transformadores em regime normal de funcionamento (conforme considerado em todos os códigos/procedimentos estudados). 5.1.2 Regime de contingência [N‐1] ou falha simples Quando ocorre uma falha simples de um qualquer elemento da rede, seja um grupo gerador, uma linha, um transformador, um auto‐transformador ou uma bateria de condensadores. Tensão: os valores da tensão não deverão ultrapassar ± 10% do valor nominal (conforme considerado no Manual do SEPM e o WF1/WFPS1). Frequência: para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência não deverá permanecer fora do intervalo de ± 1 % de f0, durante cerca de 95 % do tempo e entre – 6 % e + 4 % de f0, durante 100 % do tempo. Considera‐se a frequência fundamental (f0) igual a 50 Hz (conforme considerado no RRT/RQS). Sobrecargas: a rede eléctrica deve ser dimensionada de forma a não se verificarem situações de sobrecargas permanentes, podendo ser consideradas sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores (conforme considerado no Manual do SEPM): ‐ Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 20 % da sua capacidade nominal ou até 30 % eliminada rapidamente (duração inferior ou igual a dez minutos); ‐ Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10 % da sua capacidade nominal, no Verão, e 20 %, no Inverno. 5.1.3 Regime de contingência [N‐2] A contingência [N‐2] não é aplicada de forma genérica a todas as redes. No caso de um sistema electricamente isolado, à parte de alguma especificidade particular, devem ser consideradas como contingência grave, a falha de linhas de duplo circuito (linhas cujos circuitos partilham apoios em pelos menos um dos troços do seu traçado) ou a falha do maior grupo gerador de serviço. Tensão: os valores da tensão não deverão ultrapassar ± 10% do valor nominal (conforme considerado no Manual do SEPM e o WF1/WFPS1). Frequência: para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência não deverá permanecer fora do intervalo de ± 1 % de f0, durante cerca de 95 % do tempo e entre – 6 % e + 4 % de f0, durante 100 % do tempo. Considera‐se a frequência fundamental (f0) igual a 50 Hz (conforme considerado no RRT/RQS). Sobrecargas: a rede eléctrica deve ser dimensionada de forma a não se verificarem situações de sobrecargas permanentes, podendo ser consideradas sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores (conforme considerado no Manual do SEPM). 68
No caso da falha de linhas de duplo circuito, considera‐se: ‐ Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 30 % da sua capacidade nominal; ‐ Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10 % da sua capacidade nominal no Verão e 30 % no Inverno. Se for a falha do maior grupo gerador de serviço, considera‐se: ‐ Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias até 20 % da sua capacidade nominal com duração igual ou inferior a vinte minutos ou até 30 % com duração inferior ou igual a dez minutos; ‐ Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas, com duração igual ou inferior a duas horas, até 10 % e 20 % da sua capacidade nominal respectivamente no Verão e no Inverno. 5.2 Ligação dos geradores eólicos à rede 5.2.1 Capacidade de suportar cavas de tensão na sequência de defeitos na rede Na secção 4.1.3, verificou‐se ser mais favorável para o sistema a aplicação nos geradores eólicos de uma curva da cava de tensão semelhante à exigida no SEIE das Canárias. Assim, sugere‐se que as instalações de produção eólica permaneçam ligadas à rede para cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação da instalação de produção eólica, esteja acima da curva apresentada na Figura 5.1: Figura 5.1 – Curva da cava de tensão sugerida no âmbito do Grid Code for Isolated Systems Para que os geradores eólicos possam cumprir esta curva, as protecções de mínimo de tensão dos geradores eólicos não poderão actuar dentro do intervalo de tempo de duração permitido para a cava de tensão. 5.2.2 Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão De acordo com os resultados obtidos no capítulo 3, a curva de injecção de corrente reactiva a fornecer pelos geradores eólicos à rede durante a cava de tensão, prevista no RRT e no P.O.12.3, nunca é integralmente 69
cumprida. O modelo dos geradores eólicos considerado no estudo, não permite muita flexibilidade na alteração do valor da corrente reactiva a injectar/absorver da rede. Teoricamente essa alteração seria possível com a variação da reactância equivalente Xeq. No entanto, a variação do valor de Xeq pode não ser exequível na prática, para além de que se verificou que, nas simulações efectuadas no capítulo 4 com este modelo, continua a não ser cumprida integralmente a curva de injecção de corrente reactiva proposta. 5.2.3 Resposta a variações de frequência Relativamente à resposta a variações de frequência, apenas foi verificado (no capítulo 3) se os geradores eólicos se mantinham ligados quando a frequência na rede variava, devido a um defeito na rede, atingindo valores fora dos limites estabelecidos no RRT (47,5 Hz e 51,5 Hz). No âmbito deste trabalho não foi estudado nenhum sistema de regulação de frequência. 5.2.4 Resposta a variações de tensão Conforme descrito no capítulo 2, há duas filosofias diferentes para compensar as variações de tensão da rede: através de um sistema de regulação automático de tensão (conforme proposto no WF1/WFPS1) ou através do controlo de reactiva (conforme proposto no RRT). Nas simulações efectuadas não foi considerado um sistema de regulação automático de tensão nos parques eólicos e foi imposto um cos φ unitário, de forma a não haver injecção de potência reactiva na rede. 5.3 Outras considerações Foram apresentadas nas secções 5.1 e 5.2 as principais conclusões do trabalho proposto, de verificação da aplicação de um código de rede interligada a uma rede electricamente isolada. No entanto, ao longo da pesquisa efectuada para o desenvolvimento deste trabalho, foram surgindo alguns temas muito interessantes que não foram aqui tratados uma vez que fugiam do âmbito do trabalho proposto. Estes temas estão relacionados essencialmente com a ligação de parques eólicos à rede, sendo que, pelo facto de uma rede estar electricamente isolada não deve ser impeditivo da incorporação deste tipo de instalações, mas antes um desafio. •
Aplicação de um sistema de controlo da variação da frequência nos geradores eólicos: O controlo de variação de frequência nas centrais convencionais é feito de forma natural com a energia cinética do gerador síncrono, que evita numa fase inicial abaixamentos abruptos da frequência da rede, mas também através de um controlo primário de frequência que pode ser efectuado através de reguladores de carga – velocidade. Com a substituição destas centrais convencionais por parques eólicos, verifica‐se que, devido ao desacoplamento electrónico, os geradores eólicos da rede não só não têm esta capacidade natural de atenuar os abaixamentos da frequência como não lhes têm sido exigido o controlo primário de frequência, por forma a contribuírem para a estabilidade do sistema durante as variações de frequência da rede. •
Aplicação de um sistema de controlo da variação da tensão nos geradores eólicos; •
Equipamento de controlo da tensão e frequência nos parques eólicos (FACTS); •
Comando e controlo dos parques eólicos pelo Despacho; 70
6 Bibliografia [1] MEID, Portaria nº 596/2010 ‐ Anexo I: Regulamento da Rede de Transporte, 30 de Julho de 2010; [2] ERSE, Regulamento de Relações Comercias – Artigo 59º: Manual de Procedimentos do Acesso e Operação do SEPM, Abril de 2004; [3] DGEG, Guia Técnico das Instalações de Produção Independente de Energia Eléctrica, 1994; [4] REE, P.O. 1.1 ‐ Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico, 1998; [5] REE, P.O. 1.4 ‐ Condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sitema, 1998; [6] REE, P.O. 12.3 ‐ Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, 2006; [7] Ministerio da la Presidencia, Resolución 9613, de 28 de Abril de 2006; [8] CER, Wind Farm Transmission Grid Code Provisions, CER/04/237, Julho de 2004; [9] REE, Documento de trabajo sobre requisitos técnicos de las instalaciones eólicas, fotovoltaicas y todas aquellas instalaciones de producción cuya tecnologia no emplee un generador síncrono conectado directamente a la red, Outubro 2008 (Versión 1); [10] CEEL‐IST/REN, Determinação da Capacidade de Integração de Energias Renováveis nas ilhas da Madeira e do Porto Santo no período 2006‐2010 – Diagnostico Técnico da Situação Actual, Fevereiro de 2006; [11] CEEL‐IST/REN, Determinação da Capacidade de Integração de Energias Renováveis nas ilhas da Madeira e do Porto Santo no período 2006‐2010 – Impacto do Aumento da Potência Eólica Instalada na Rede Eléctrica da Ilha da Madeira no ano de 2008, Fevereiro de 2007; [12] CEEL‐IST/REN, Determinação da Capacidade de Integração de Energias Renováveis nas ilhas da Madeira e do Porto Santo no período 2006‐2010 ‐ Impacto do Aumento da Potência Eólica Instalada na Rede Eléctrica da Ilha da Madeira no ano de 2010, Março de 2009; [13] DEP‐EM, Caracterização da Rede de Transporte e Distribuição em AT e MT, Março de 2010; [14] REN, A Energia Eólica em Portugal – 1º Semestre de 2010, Agosto de 2010; [15] J. S. Paiva, Redes de Energia Eléctrica – Uma análise Sistémica, IST Press, Abril de 2005; [16] R. Castro, Condições Técnicas e Económicas da Produção em Regime Especial Renovável, DEEC‐IST, Fevereiro de 2003 (Edição 2); [17] F. de Jesus e R. Castro, Equipamento Eléctrico dos Geradores Eólicos, DEEC‐IST, Abril de 2008 (Edição 1); [18] R. Castro, Energias Renováveis e Produção Descentralizada – Introdução à Energia Eólica, DEEC‐IST, Março de 2008 (Edição3.1); [19] C. Nabe e K. Burges, The Irish “All Island Grid Study” – Methodology and Results, 7th International Workshop on Large Scale Integration of Wind Power and on Transmission Networks for Offshore Wind Farms, Maio de 2008; [20] IWEA, Renewable‐Energy in 2020, All‐Island Energy Market: Renewable Electricity – A ‘2020 Vision’, Setembro de 2005; 71
[21] T.M. Papazoglou and A. Gigandidou, Impact and benefits of distributed wind generation on quality and security in the case of the Cretan EPS, CIGRE/IEEE PES International Symposium on Quality and Security of Electric Power Delivery Systems, Outubro de 2003, pp. 193—197; [22] T. Senjyu, T. Nakaji, K. Uezato and T. Funabashi, A hybrid power system using alternative energy facilities in isolated island, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 20, Issue 2, pp. 406‐‐414, Junho de 2005; [23] E.G. Potamianakis and C.D. Vournas, Modeling and simulation of small hybrid power systems, in Proceedings of IEEE Power Tech Conference 2003, Bologna, Junho de 2003; [24] J. Kabouris, A. Koronides and A. Maissis, Wind power integration into electricity networks in Greece, 10th Mediterranean Electrotechnical Conference (MELECON ), Maio de 2000; [25] S.K. Salman, Detection of embedded generator islanding condition using elliptical trajectory technique, Sixth International Conference on Developments in Power System Protection, Março de 1997; [26] F. de Jesus, R. Castro, P. Correia et al., Bases para o estudo da estabilidade da Rede Nacional de Transporte com forte penetração de produção eólica, Symposium on Renewable Energies in Portugal (ENER´04), Figueira da Foz, Maio de 2004; [27] S. Paiva, F. de Jesus, R. Castro, P. Correia et al., Estudo de estabilidade transitória da rede portuguesa de transporte de energia eléctrica com elevados volumes de produção eólica (in Portuguese and English), 11th CIGRE Iberoamerican Regional Meeting , Hernandarias, Paraguay, Maio de 2005. 72
7 Anexo(s) Anexo (1) – Mapa do SEPM da a) rede de transporte e da b) rede de distribuição, publicados em [13] Anexo (2) – Lista das Siglas e Abreviaturas dos elementos da rede eléctrica da Madeira e das novas centrais, consideradas nos estudos [10], [11] e [12] Anexo (3) – Regime transitório: lista das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão e resumo dos resultados obtidos Anexo (4) – Regime transitório: lista das simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico e resumo dos resultados obtidos Anexo (5) – Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos: lista das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão e resumo dos resultados obtidos Anexo (6) – Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos: lista das simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico e resumo dos resultados obtidos 8 Apêndice(s) Apêndice (1) – Modelos de simulação utilizados na caracterização da Rede Eléctrica da Madeira. Afectação e despacho das unidades de geração Apêndice (2) – Método de medição da corrente reactiva a injectar na rede pelos geradores eólicos durante uma cava de tensão provocada por um defeito na rede 73
ANEXO (1) Mapa da rede de transporte do SEPM Mapa da rede de distribuição do SEPM ANEXO (2) Lista das siglas e abreviaturas dos elementos da rede eléctrica da Madeira e das novas centrais, consideradas nos estudos [10], [11] e [12] Siglas e Abreviaturas das instalações do SEPM
PE1
PE2
PE3
PE4
NPE2
NPE5
NPE6
NPE7
NPE8
CAV
CTI
FDN
FDP
LBR
SCR
DAS
STQ
RDJ
TER
CTC
CTV
MSR
ALE
AMP
CAN
CGR
CNL
CTS
FCH
FNT
LDF
LDM
LIV
MCH
PDG
PFE
PVM
SJO
SSR
STA
STQ
SVC
PDP
POI
VIT
VIV
VTS
PML
BDC
LDV
AEP
LOI
PED
Centrais
Parque Eólico ENEREEM_Actual
Parque Eólico PERFORM_Paúl da Serra
Parque Eólico ENERGÓLICA_Paúl da Serra
Parque Eólico ENERGÓLICA_Caniçal
Parque Eólico PERFORM_Paúl da Serra (novos)
Parque Eólico Quinta do Lorde
Parque Eólico ENEREEM_PE1
Parque Eólico ENEREEM_PE2
Parque Eólico ENEREEM_PE3
Central Hídrica Calheta
Central Hídrica Calheta de Inverno
Central Hídrica Fajã da Nogueira
Central Hídrica Fajã de Padres
Central Hídrica Lombo do Brasil
Central Hídrica Socorridos
Central Hídrica Serra d'Agua
Central Hídrica Santa Quitéria
Central Hídrica Ribeira da Janela
Central Hídrica Terça
Central Térmica Caniçal
Central Térmica Vitória
Central Térmica Meia Serra
Subestações/Postos de Seccionamento
Subestação Alegria
Subestação Amparo
Subestação Caniço
Subestação Cabo Girão
Subestação Caniçal
Subestação Calheta
Subestação Funchal
Subestação Fontes
Subestação S. Roque do Faial
Subestação Lombo do Meio
Subestação Livramento
Subestação Machico
Subestação Ponta Delgada
Subestação Palheiro Ferreiro
Subestação Ponte Vermelha
Subestação S. João
Subestação Santo da Serra
Subestação Santana
Subestação Santa Quitéria
Subestação S. Vicente
Subestação Ponta do Pargo
Subestação Poiso
Subestação Vitória
Subestação Viveiros
Subestação Virtudes
Subestação Pedra Mole
Posto de Seccionamento Bica da Cana
Posto de Seccionamento Lombo da Velha
Posto de Seccionamento Aeroporto
Posto de Seccionamento Loiral
Posto de Seccionamento Pedra
ANEXO (3) Regime transitório: lista das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão e resumo dos resultados obtidos Regime Transitório (rede eléctrica da Madeira: Muita Eólica): Cenário Ponta de Verão
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
ALE6-VIV6
ALE6-VTO6
16001-16013
16001-16014
Linha
Linha
ALE6.6-ALE6
10603-16001
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
Transformador
Valor (pu)
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
Valor (pu)
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
RATING A
GRTER
ALE6.6
TER6.6
0,5292 GRTER
0,6617 ALE6.6
0,6366 TER6.6
0,5292 GRTER-TER6.6
0,6617 ALE6.6-TER6.6
0,6366
509,2
174,8
GRTER
TER6.6
ALE6.6
0,662 GRTER
0,7534 TER6.6
0,7372 ALE6.6
0,662 GRTER-TER6.6
0,7534 ALE6.6-TER6.6
0,7372
490,5
168,4
16005-10608 Transformador
CNL6.6-CNL6
112,4
CNL6-CNL6.6_2
16005-10608 Transformador
CNL6.6-CNL6
112,4
16005-16007
Linha
174,8
RATING C
NPE´s fora de serviço
Nº PE
Instante
t (s)
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
BUS
t (s)
f (Hz)
Cumprimento da curva
do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
174,8
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
CNL6-CNL6.6
CNL6-CTC6
RATING B
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Valor extremo
Instante
BUS
f (Hz)
t (s)
CNL6.6
MCH6.6
SSR6.6
STA6.6
LDF3
STA3
CNL6
MCH6
0,9255
0,9286
0,9433
0,9493
0,9348
0,927
0,9011
0,9028
G20CTV-VTO6
100,5
168,4
NPE2
NPE5
NPE7
NPE7
NPE8
168,4
0
0
0
0
0
Potênca activa e reactiva nula. Os NPE estão desligados
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,3402
49,33965
49,3392
49,3402
49,34
3,9499
4,1499
3,8499
3,9499
3,8499
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
CNL6-MCH6
16005-16008 Linha
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
CNL6-MCH6_2
16005-16008 Linha
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
CNL6.6-CNL6
CNL6.6-CNL6_2
CTA3-CTA6
10608-16005
10608-16005
13015-16006
Transformador
Transformador
13015-16006
Transformador
CTA6-CTA3
CTA6-CTA3_2
CTA6-LDM6
CTA6-VTO6
16006-13015
16006-13015
16006-16003
16006-16014
Transformador
Transformador
Linha
Linha
16007-16005
Linha
CTC6-GRCTC
16007-11100
Transformador
G16CTV-VTO6
G17CTV-VTO6
G18CTV-VTO6
G20CTV-VTO6
10601-16014
10666-16014
10667-16014
10665-16014
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
GRCTC-CTC6
GRSCR-SCR6
LDM6-CTA6
LDM6-LDM6.6
LDM6-PML6
LDM6.6-LDM6
MCH3-MCH6
MCH3-MCH6_2
MCH6-CNL6
MCH6-CNL6_2
MCH6-MCH3
MCH6-MCH3_2
MCH6-MCH6.6
MCH6-MCH6.6_2
MCH6-PFE6
MCH6.6-MCH6
MCH6.6-MCH6_2
PFE3-PFE6
PFE3-PFE6_2
11100-16007 Transformador
10639-16011
16003-16006
16003-10641
16003-16002
10641-16003
13027-16008
13027-16008
16008-16005
16008-16005
16008-13027
16008-13027
16008-10643
16008-10643
16008-16009
10643-16008
10643-16008
13032-16009
13032-16009
Transformador
Linha
Transformador
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Linha
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
PFE6-MCH6
16009-16008 Linha
PFE6-PFE3
16009-13032 Transformador
PFE6-PFE3_2
16009-13032 Transformador
PFE6-PFE6.6
16009-10646 Transformador
PFE6-PFE6.6_2
16009-10646 Transformador
PFE6-VIV6
16009-16013 Linha
PFE6-VTO6
16009-16014 Linha
PFE6.6-PFE6
PFE6.6-PFE6_2
PML3-PML6
10646-16009
10646-16009
112,4
112,4
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
Transformador
CTA3-CTA6_2
CTC6-CNL6
CNL6.6-CNL6_2
CNL6.6-CNL6
49,42715
49,42605
49,4289
49,42715
49,4287
49,42715
49,42605
49,4289
49,42715
49,4287
4,1499
4,3499
4,5499
4,1499
4,5499
4,1499
4,3499
4,5499
4,1499
4,5499
NPE6
ME
0,141
0,101
NPE6
ME
0,1259
0,0000
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE6
ME
0,141
0,101
NPE6
ME
0,1259
0,0000
PML6-LDM6
PML6-PML3
PML6-VTO6
SCR6-GRSCR
SCR6-VTO6
SJO6-SJO6.6
SJO6-SJO6.6_2
SJO6-VIV6
SJO6-VTO6
SJO6.6-SJO6
SJO6.6-SJO6_2
VIV6-ALE6
VIV6-PFE6
VIV6-SJO6
VIV6-VIV6.6
VIV6-VIV6.6_2
VIV6.6-VIV6
VIV6.6-VIV6_2
VTO3TR1-VTO6
VTO3TR2-VTO6
VTO3TR3-VTO6
16002-16003
16002-13071
16002-16014
16011-10639
16011-16014
16012-10652
16012-10652
16012-16013
16012-16014
10652-16012
10652-16012
16013-16001
16013-16009
16013-16012
16013-10658
16013-10658
10658-16013
10658-16013
13055-16014
13056-16014
13057-16014
Linha
Transformador
Linha
Transformador
Linha
Transformador
Transformador
Linha
Linha
Transformador
Transformador
Linha
Linha
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
VTO6-ALE6
16014-16001
Linha
VTO6-CTA6
16014-16006
Linha
VTO6-G16CTV
16014-10601
Transformador
VTO6-G17CTV
16014-10666
Transformador
VTO6-G18CTV
16014-10667
Transformador
VTO6-G20CTV
16014-10665
Transformador
VTO6-PFE6
16014-16009
Linha
VTO6-PML6
16014-16002
Linha
VTO6-SCR6
16014-16011
Linha
VTO6-SJO6
16014-16012
Linha
VTO6-VTO3TR1
16014-13055
Transformador
VTO6-VTO3TR2
16014-13056
Transformador
VTO6-VTO3TR3
16014-13057
Transformador
0,35
0,101
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
CNL6.6
MCH6,6
SSR6.6
STA6.6
LDF3
STA3
CNL6
MCH6
CNL6.6
MCH6.6
SSR6.6
STA6.6
LDF3
STA3
CNL6
CTC6
MCH6
0,9255
0,9286
0,9433
0,9493
0,9348
0,927
0,9011
0,9028
0,9255
0,9286
0,9433
0,9493
0,9348
0,927
0,9011
0,9011
0,9028
G20CTV-VTO6
G20CTV-VTO6
100,5
100,5
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,34175
49,3413
49,3408
49,34175
49,34155
3,9499
4,1499
3,8499
3,9499
3,8499
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,34175
49,3413
49,3408
49,34175
49,34155
3,9499
4,1499
3,8499
3,9499
3,8499
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
CNL6.6
MCH6.6
SSR6.6
STA6.6
LDF3
STA3
CNL6
CTC6
MCH6
PFE6
0,925
0,9281
0,9428
0,9488
0,9343
0,9265
0,9006
0,9006
0,9023
0,9498
MCH6
MCH6.6
0,9474
0,9446
MCH6
0,9474
G20CTV
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
100,4
MCH3-MCH6
117,7
MCH3-MCH6
MCH6.6-MCH6_2
117,7
134,1
MCH6.6-MCH6_2
140,4
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
50,64235
50,6414
50,64235
50,6414
50,64235
50,6414
50,64235
50,6414
50,64235
50,6414
50,64235
50,6414
50,64235
50,6414
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Transformador
Transformador
13071-16002 Transformador
0,35
0,101
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
PDG6.6
SDA6.6
PDP6.6
G20CTV
0,9444
0,9392
0,9484
1,0503
NPE2
NPE5
NPE7
NPE8
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
MCH3
SSR3
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
50,5478
50,54675
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,354
0,266
0,263
0,263
NPE2
NPE5
NPE7
NPE8
0,1786
0,1274
0,1274
0,1274
0,35
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
ANEXO (4) Regime transitório: lista das simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico e resumo dos resultados obtidos Regime Transitório (rede eléctrica da Madeira: Muita Eólica): Cenário Vazio de Inverno Típico
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
ALE6-VIV6
16001-16013
Linha
ALE6-VTO6
16001-16014
Linha
ALE6.6-ALE6
10603-16001
Transformador
CNL6-CNL6.6
CNL6-CNL6.6_2
16005-10608
16005-10608
Transformador
Transformador
CNL6-CTC6
16005-16007
Linha
CNL6-MCH6
CNL6-MCH6_2
CNL6.6-CNL6
CNL6.6-CNL6_2
16005-16008
16005-16008
10608-16005
10608-16005
Linha
Linha
Transformador
Transformador
CTA3-CTA6
13015-16006
Transformador
CTA3-CTA6_2
13015-16006
Transformador
CTA6-CTA3
CTA6-CTA3_2
CTA6-LDM6
CTA6-VTO6
16006-13015
16006-13015
16006-16003
16006-16014
Transformador
Transformador
Linha
Linha
CTC6-CNL6
16007-16005
Linha
CTC6-GRCTC
16007-11100
Transformador
G16CTV-VTO6
G17CTV-VTO6
G18CTV-VTO6
G20CTV-VTO6
10601-16014
10666-16014
10667-16014
10665-16014
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
GRCTC-CTC6
GRSCR-SCR6
LDM6-CTA6
LDM6-LDM6.6
LDM6-PML6
LDM6.6-LDM6
MCH3-MCH6
MCH3-MCH6_2
MCH6-CNL6
MCH6-CNL6_2
MCH6-MCH3
MCH6-MCH3_2
MCH6-MCH6.6
MCH6-MCH6.6_2
MCH6-PFE6
MCH6.6-MCH6
MCH6.6-MCH6_2
PFE3-PFE6
PFE3-PFE6_2
11100-16007 Transformador
10639-16011
16003-16006
16003-10641
16003-16002
10641-16003
13027-16008
13027-16008
16008-16005
16008-16005
16008-13027
16008-13027
16008-10643
16008-10643
16008-16009
10643-16008
10643-16008
13032-16009
13032-16009
16009-16008 Linha
PFE6-PFE3
16009-13032 Transformador
PFE6-PFE3_2
16009-13032 Transformador
PFE6-PFE6.6
16009-10646 Transformador
PFE6-PFE6.6_2
16009-10646 Transformador
PFE6-VIV6
16009-16013 Linha
PFE6-VTO6
16009-16014 Linha
PML3-PML6
10646-16009
10646-16009
GRTER
ALE6.6
TER6.6
GRTER
TER6.6
ALE6.6
Valor (pu)
Limites de Tensão do
BUS
0,5561 GRTER
0,6685 ALE6.6
0,6325 TER6.6
0,3832 GRTER
0,4813 TER6.6
0,577 ALE6.6
Valor (pu)
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
0,5561 GRTER-TER6.6
0,6685
0,6325
0,3832 GRTER-TER6.6
0,4813
0,577
RATING A
131,6
RATING B
RATING C
Desvios frequência da rede do SEPM
Valor extremo f Instante
t
(Hz)
(s)
MCH3
49,48045
3,5499
FCH3
49,47975
3,5499
CTA3 50,91685/49,4794
0,35/3,5499
SSR3
49,4804
3,5499
SVC3 50,7489/49,4803
0,35/3,5499
MCH3
49,4107
3,5499
FCH3
49,41
3,5499
CTA3 50,91685/49,4095
0,35/3,5499
SSR3
49,4107
3,5499
SVC3 50,7489/49,41045
0,35/3,5499
MCH3
49,41095
3,5499
FCH3
49,4102
3,5499
CTA3
50,91685/49,4097
0,35/3,5499
SSR3
49,4109
3,5499
SVC3
50,7489/49,4107
0,35/3,5499
BUS
NPE´s fora de serviço
Nº PE
Instante
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência dos geradores
t (s)
BUS
t (s)
f (Hz)
Cumprimento da curva do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
148,3
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,34135
49,3418
49,34145
49,34135
49,3419
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,05235
49,05195
49,043
49,05265
49,0446
49,05235
49,05195
49,043
49,05265
49,0446
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,3463
49,3467
49,3464
49,34625
49,3468
49,3463
49,3467
49,3464
49,34625
49,3468
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,42585
49,4261
49,4256
49,4258
49,4261
3,05
3,05
3,05
3,05
3,05
NPE2
NPE6
ME
0,326
0,119
0,101
NPE2
NPE6
ME
0,1564
0,0837
0,0000
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
0,35
0,101 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
ME
0,326
0,119
0,101
NPE2
NPE6
ME
0,1564
0,0837
0,0000
0,35
0,35
0,101 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Transformador
Linha
Transformador
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Linha
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
PFE6-MCH6
PFE6.6-PFE6
PFE6.6-PFE6_2
Limites de Tensão do
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,4293
49,4329
50,5785/49,43275
49,42925
50,51795/49,43355
49,4362
49,4358
50,5785/49,4357
49,43615
50,51795/49,43645
49,4357
49,4354
50,5785/49,4353
49,43565
50,51795/49,43605
49,4357
49,4354
50,5785/49,4353
49,43565
50,51795/49,43605
49,4357
49,4354
50,5785/49,4353
49,43565
50,51795/49,43605
49,43485
49,4347
50,5785/49,4346
49,4348
50,51795/49,4353
49,43485
49,4345
50,5785/49,4344
49,4346
50,51795/49,4351
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
3,5499
0,2710/3,5499
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
48,73985
48,7399
48,7381
48,7398
48,7393
3,021
3,021
3,021
3,021
3,021
NPE2
NPE5
NPE6
NPE7
NPE8
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
50,53395/49,11205
50,5326/49,1113
51,1984/49,10945
50,5348/49,112
50,89905/49,1109
50,536/49,09215
50,53445/49,09155
51,1984/49,0881
50,53695/49,0921
50,89905/49,08975
50,53345/49,1123
50,53235/49,1116
51,1984/49,10975
50,5343/49,11225
50,89905/49,1112
50,5176/48,5847
50,5016/48,58505
51,1984/48,58595
50,5245/48,58465
50,89905/48,5849
48,55215
48,55215
51,1984/48,5511
50,5061/48,5521
50,89905/48,5499
50,5209/48,98935
50,51975/48,98845
51,1984/48,98955
50,5218/48,9893
50,89905/48,99075
50,5363/49,111
50,5327/49,11025
51,1984/49,10835
50,53715/49,11105
50,89905/49,1098
50,5395/49,0897
50,5377/49,0891
51,1984/49,0849
50,54045/49,08965
50,89905/49,08595
48,9933
48,99215
51,1984/48,99065
50,5031/48,99325
50,89905/48,99195
50,5382/49,11015
50,5362/49,1094
51,1984/49,10755
50,53905/49,1101
50,89905/49,10895
50,53435/49,1101
50,5361/49,10915
51,1984/49,1075
50,5352/49,11005
50,89905/49,10895
50,53435/49,1101
50,5361/49,10915
51,1984/49,1075
50,5352/49,11005
50,89905/49,10895
50,53435/49,1101
50,5361/49,10915
51,1984/49,1075
50,5352/49,11005
50,89905/49,10895
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,7630/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,7630/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,4630/3,9569
0,4630/3,9569
0,272/3,9569
0,4630/3,9569
0,35/3,9569
3,7929
3,7929
0,272/3,7929
0,4630/3,7929
0,35/3,7929
0,763/3,4559
0,763/3,4559
0,272/3,4559
0,763/3,4559
0,35/3,4559
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
3,5629
3,5629
0,272/3,5629
0,463/3,5629
0,35/3,5629
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
0,763/3,6629
0,763/3,6629
0,272/3,6629
0,763/3,6629
0,35/3,6629
NPE2
NPE6
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Transformador
Transformador
13071-16002 Transformador
PML6-LDM6
PML6-PML3
PML6-VTO6
SCR6-GRSCR
SCR6-VTO6
SJO6-SJO6.6
SJO6-SJO6.6_2
SJO6-VIV6
SJO6-VTO6
SJO6.6-SJO6
SJO6.6-SJO6_2
VIV6-ALE6
VIV6-PFE6
VIV6-SJO6
VIV6-VIV6.6
VIV6-VIV6.6_2
VIV6.6-VIV6
VIV6.6-VIV6_2
VTO3TR1-VTO6
VTO3TR2-VTO6
VTO3TR3-VTO6
16002-16003
16002-13071
16002-16014
16011-10639
16011-16014
16012-10652
16012-10652
16012-16013
16012-16014
10652-16012
10652-16012
16013-16001
16013-16009
16013-16012
16013-10658
16013-10658
10658-16013
10658-16013
13055-16014
13056-16014
13057-16014
Linha
Transformador
Linha
Transformador
Linha
Transformador
Transformador
Linha
Linha
Transformador
Transformador
Linha
Linha
Linha
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
VTO6-ALE6
16014-16001
Linha
VTO6-CTA6
16014-16006
Linha
VTO6-G16CTV
16014-10601
Transformador
VTO6-G17CTV
16014-10666
Transformador
VTO6-G18CTV
16014-10667
Transformador
VTO6-G20CTV
16014-10665
Transformador
VTO6-PFE6
16014-16009
Linha
VTO6-PML6
16014-16002
Linha
VTO6-SCR6
16014-16011
Linha
VTO6-SJO6
16014-16012
Linha
VTO6-VTO3TR1
16014-13055
Transformador
VTO6-VTO3TR2
16014-13056
Transformador
VTO6-VTO3TR3
16014-13057
Transformador
0,179
0,151
0,339
0,151
0,151
0,363
0,272
NPE2
NPE5
NPE6
NPE7
NPE8
0,08323
0,06566
0,19161
0,06566
0,06566
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,35
0,35
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
0,35
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE2
NPE6
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
ANEXO (5) Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos: lista das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão e resumo dos resultados obtidos Xeq=0,8 (Cenário Ponta de Verão)
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
CTA3-CTA6
13015-16006
Transformador
PML3-PML6
Limites de Tensão do
13071-16002 Transformador
Valor (pu)
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Limites de Tensão do
BUS
Valor (pu)
0,5292 GRTER
0,6617 ALE6.6
0,6366 TER6.6
Ligação dos geradores eólicos
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
0,5292 GRTER-TER6.6
0,6617 ALE6.6-TER6.6
0,6366
RATING A
RATING B
509,2
174,8
174,8
RATING C
Desvios frequência da rede do SEPM
Valor extremo
Instante
BUS
f (Hz)
t (s)
NPE´s fora de serviço
Instante
Nº PE
t (s)
Desvios frequência dos geradores
BUS
t (s)
f (Hz)
Cumprimento da curva
do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
174,8
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
49,42715
49,42605
49,4289
49,42715
49,4287
4,1499 NPE6
4,3499 ME
4,5499
4,1499
4,5499
0,141
0,101
NPE6
ME
0,1259
0,0000
0,35
0,101
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
PDG6.6
0,9444
NPE2
0,354
NPE2
0,1786
0,35
SDA6.6
0,9392
NPE5
0,266
NPE5
0,1274
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
PDP6.6
0,9484
NPE7
NPE8
0,263
0,263
NPE7
NPE8
0,1274
0,1274
0,35
0,35
Xeq=0,5
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
ALE6-ALE6.6
CTA3-CTA6
PML3-PML6
Numero
16001-10603
13015-16006
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
BUS
Transformador
Valor (pu)
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
Valor (pu)
0,2999 GRTER
0,771 ALE6.6
0,4813 TER6.6
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
0,2999 ALE6.6-TER6.6
0,771
0,4813
RATING A
RATING B
76,4
76,4
RATING C
BUS
Valor extremo
f (Hz)
Instante
t (s)
NPE´s fora de serviço
Nº PE
Instante
t (s)
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
BUS
t (s)
Cumprimento da curva
do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
76,4
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
Transformador
49,453
49,45235
49,45535
49,453
49,45505
4,1499 NPE6
4,3499 ME
4,5499
4,1499
4,5499
0,262
0,114
NPE6
ME
0,1382
0,0000
0,35
0,114
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
13071-16002 Transformador
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Xeq=0,6
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
ALE6-ALE6.6
CTA3-CTA6
PML3-PML6
Numero
16001-10603
13015-16006
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
BUS
Transformador
Valor (pu)
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
Valor (pu)
0,7038 GRTER
0,747 ALE6.6
0,7845 TER6.6
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
0,7038 ALE6.6-TER6.6
0,747
0,7845
RATING A
RATING B
69,2
69,2
RATING C
Instante
t (s)
Nº PE
Instante
t (s)
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
BUS
t (s)
Cumprimento da curva
do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
69,2
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
Transformador
13071-16002 Transformador
BUS
Valor extremo
f (Hz)
NPE´s fora de serviço
49,4421
49,4413
49,4443
49,44375
49,4441
4,1499 NPE6
4,3499 ME
4,5499
4,4499
4,5499
0,187
0,102
NPE6
ME
0,1328
0,0000
0,35
0,102
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
PDG6.6
0,9487
NPE5
0,425
NPE5
0,1986
0,35
SDA6.6
0,9435
NPE7
0,422
NPE7
0,1983
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE8
0,422
NPE8
0,1984
0,35
Xeq=0,7
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
ALE6-ALE6.6
CTA3-CTA6
PML3-PML6
Numero
16001-10603
13015-16006
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
BUS
Transformador
Valor (pu)
GRTER
TER6.6
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
Valor (pu)
0,5862 GRTER
0,7064 TER6.6
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
0,5862 ALE6.6-TER6.6
0,7064
RATING A
RATING B
64
64
RATING C
Nº PE
Instante
t (s)
BUS
t (s)
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
PDG6.6
SDA6.6
PDP6.6
Instante
t (s)
Cumprimento da curva
do FRT do RRT
64
Transformador
13071-16002 Transformador
BUS
Valor extremo
f (Hz)
NPE´s fora de serviço
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
49,4337
49,43275
49,4357
49,4337
49,4355
0,9444
0,9392
0,9484
4,1499 NPE6
4,3499 ME
4,5499
4,1499
4,5499
NPE2
NPE5
NPE7
0,157
0,101
NPE6
ME
0,1289
0,0000
0,35
0,101
0,409
0,321
0,317
NPE2
NPE5
NPE7
0,18359
0,12876
0,12876
0,35
0,35
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
NPE8
0,318
NPE8
0,12876
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
ALE6-ALE66 -> Xeq = 0,7
Qual o melhor Xeq
0,5
0,7
0,7
0,5
0,5
0,5; 0,6 ou 0,7
0,5
Alteração das parametrizações das protecções dos geradores eólicos
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
CTA3-CTA6 (Xeq=0,6)
PML3-PML6 (Xeq=0,7)
Numero
13015-16006
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
BUS
Valor (pu)
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
Valor (pu)
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
RATING A
RATING B
RATING C
BUS
Valor extremo
f (Hz)
Instante
t (s)
NPE´s fora de serviço
Nº PE
Instante
t (s)
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
BUS
CTA3-CTA6 -> Xeq = 0,6
PML3-PML6 -> Xeq = 0,7
t (s)
Cumprimento da curva
do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
Transformador
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
13071-16002 Transformador
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
ANEXO (6) Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos: lista das simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico e resumo dos resultados obtidos Xeq=0,8 (Cenário Vazio de Inverno Típico)
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
CTA3-CTA6
13015-16006
Transformador
PML3-PML6
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Valor (pu)
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
0,5561 GRTER
0,6685 ALE6.6
0,6325 TER6.6
Valor (pu)
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
0,5561 GRTER-TER6.6
0,6685
0,6325
RATING A
RATING B
RATING C
131,6
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
13071-16002 Transformador
VTO6-PML6
16014-16002
Linha
VTO6-VTO3TR1
16014-13055
Transformador
BUS
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
NPE´s fora de serviço
Valor extremo f Instante
t
Nº PE
(Hz)
(s)
49,48045
3,5499
49,47975
3,5499
50,91685/49,4794
0,35/3,5499
49,4804
3,5499
50,7489/49,4803
0,35/3,5499
49,05235
1,55 NPE2
49,05195
1,55 NPE6
49,043
1,55 ME
49,05265
1,55
49,0446
1,55
48,73985
3,021 NPE2
48,7399
3,021 NPE5
48,7381
3,021 NPE6
48,7398
3,021 NPE7
48,7393
3,021 NPE8
50,5395/49,0897 0,763/3,6629 NPE2
50,5377/49,0891 0,763/3,6629 NPE6
51,1984/49,0849 0,272/3,6629
50,54045/49,08965 0,763/3,6629
50,89905/49,08595
0,35/3,6629
50,53435/49,1101 0,763/3,6629 NPE2
50,5361/49,10915 0,763/3,6629 NPE6
51,1984/49,1075 0,272/3,6629
50,5352/49,11005 0,763/3,6629
50,89905/49,10895
0,35/3,6629
Instante
t (s)
BUS
t (s)
Cumprimento da curva do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,326
0,119
0,101
NPE2
NPE6
ME
0,1564
0,0837
0,0000
0,35
0,35
0,101 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,179
0,151
0,339
0,151
0,151
0,363
0,272
NPE2
NPE5
NPE6
NPE7
NPE8
NPE2
NPE6
0,08323
0,06566
0,19161
0,06566
0,06566
0,1970
0,1310
0,35
0,35
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
0,35
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,363
0,272
NPE2
NPE6
0,1970
0,1310
0,272
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Xeq=0,5
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
CTA3-CTA6
13015-16006
Transformador
PML3-PML6
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Valor (pu)
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
0,5957 GRTER
0,7737 ALE6.6
0,6821 TER6.6
Valor (pu)
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
RATING A
RATING B
RATING C
0,5957
0,7737
0,6821
CTA3
SVC3
16014-16002
Linha
VTO6-VTO3TR1
16014-13055
Transformador
Valor extremo f Instante
t
(Hz)
(s)
50,52075
0,271
50,58485
0,35
Nº PE
Instante
t (s)
BUS
t (s)
Cumprimento da curva do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
13071-16002 Transformador
VTO6-PML6
BUS
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
NPE´s fora de serviço
48,79675
48,797
48,78995
48,7967
48,79085
48,993
48,9929
48,9932
48,99295
48,99095
50,52015/49,44565
50,52095/49,44465
50,9154/49,44135
50,5222/49,4456
50,75775/49,44255
50,52225/49,45915
50,5249/49,4576
50,9154/49,45665
50,52265/49,4591
50,75775/49,4578
2,963 NPE6
2,963 ME
2,963
2,963
2,963
2,656 NPE2
2,656 NPE5
2,656 NPE7
2,656 NPE8
2,656
0,75/3,5499
0,75/3,5499
0,35/3,3599
0,45/3,5499
0,35/3,5499
0,75/3,5499
0,75/3,5499
0,35/3,5499
0,75/3,5499
0,35/3,5499
0,162
0,115
NPE6
ME
0,1006
0,0000
0,35
0,115
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,262
0,243
0,241
0,241
NPE2
NPE5
NPE7
NPE8
0,09268
0,07312
0,07312
0,07312
0,35
0,35
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Xeq=0,6
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
CTA3-CTA6
13015-16006
Transformador
PML3-PML6
VTO6-VTO3TR1
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Valor (pu)
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
0,4953 GRTER
0,6941 ALE6.6
0,5878 TER6.6
Valor (pu)
Ramo
RATING A
RATING B
0,4953
0,6941
0,5878
RATING C
BUS
CTA3
SVC3
Valor extremo f Instante
(Hz)
(s)
50,78305
50,6523
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
NPE´s fora de serviço
t
Nº PE
Instante
t (s)
BUS
t (s)
Cumprimento da curva do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
0,35
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
13071-16002 Transformador
16014-13055
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Sobrecarga nos ramos (%)
Transformador
48,74135
48,74175
48,73545
48,7413
48,73695
48,98155
48,98125
48,9814
48,9815
48,97895
50,5468/49,41325
50,5498/49,4116
50,54385/49,45665
50,52265/49,4132
50,52755/49,4118
3,022 NPE6
3,022 ME
2,922
3,022
2,922
5,58 NPE2
2,58 NPE5
2,68 NPE7
2,58 NPE8
2,68
0,75/3,5499
0,75/3,5499
0,75/3,5499
0,75/3,5499
0,85/3,5499
0,139
0,103
NPE6
ME
0,0948
0,0000
0,35
0,103
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,225
0,194
0,192
0,192
NPE2
NPE5
NPE7
NPE8
0,08851
0,06983
0,06983
0,06983
0,35
0,35
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Xeq=0,7
Funcionamento da rede
From BUS - To BUS
Tipo de Ramo
Nome
Numero
BUS
ALE6-ALE6.6
16001-10603
Transformador
CTA3-CTA6
13015-16006
Transformador
PML3-PML6
Limites de Tensão do
RRT [0.95-1.05]
13071-16002 Transformador
VTO6-PML6
16014-16002
Linha
VTO6-VTO3TR1
16014-13055
Transformador
GRTER
ALE6.6
TER6.6
Valor (pu)
Limites de Tensão do
SEPM [0.90-1.10]
BUS
0,6402 GRTER
0,7684 ALE6.6
0,7175 TER6.6
Valor (pu)
0,6402
0,7684
0,7175
Sobrecarga nos ramos (%)
Ramo
RATING A
RATING B
Ligação dos geradores eólicos
Desvios frequência da rede do SEPM
[49,5-50,5]
Valor extremo f Instante
t
RATING C BUS
(Hz)
(s)
CTA3
50,8568
0,35
SVC3
50,7057
0,35
Desvios frequência dos geradores
eólicos no RRT [47,5-51,5]
NPE´s fora de serviço
Nº PE
Instante
t (s)
BUS
t (s)
Cumprimento da curva do FRT do RRT
Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT
f (Hz)
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
MCH3
FCH3
CTA3
SSR3
SVC3
48,5742
3,147 NPE2
48,5748
3,147 NPE6
48,5724
3,047 ME
48,57415
3,147
48,57265
3,047
48,95435
2,582 NPE2
48,95415
2,582 NPE5
48,9549
2,682 NPE7
48,9543
2,582 NPE8
48,9525
2,682
50,5657/49,35845
0,75/3,6499
50,56595/49,35765
0,75/3,6499
51,10975/49,3529 0,2710/3,6499
50,56835/49,35845
0,45/3,6499
50,86315/49,3541
0,35/3,6499
50,56855/49,37295
0,85/3,6499
50,56925/49,3718
0,75/3,6499
51,10975/49,37025 0,2710/3,6499
50,56885/49,3729
0,85/3,6499
50,86315/49,3718
0,35/3,6499
0,423
0,126
0,101
NPE2
NPE6
ME
0,1986
0,0906
0,0000
0,35
0,35
0,101 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,197
0,168
0,166
0,166
NPE2
NPE5
NPE7
NPE8
0,0855
0,06745
0,06745
0,06745
0,35
0,35
0,35 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
0,35
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT
APÊNDICE (1) Modelos de simulação O Power System Simulator for Engineering (PSS/E) é um pacote de software que permite simular o trânsito de energia de uma rede eléctrica em regime estacionário e em regime perturbado. Para estudar a rede eléctrica da Ilha da Madeira foram utilizados modelos de simulação existentes em bibliotecas do PSS/E‐2918. Neste apêndice descrevem‐se, de forma sucinta, os modelos utilizados nas simulações efectuadas, assim como os valores dos parâmetros que foram atribuídos a cada um dos modelos. Modelos dos Geradores Síncronos A grande maioria das centrais hídricas e térmicas que compõem o SEPM estão equipadas com geradores do tipo máquinas síncronas de pólos salientes. No regime estacionário estes geradores são definidos como nós tipo PV, que são nós de potência activa constante ‐ módulo da tensão constante, sendo necessário definir: os limites de produção máxima e mínima de potência reactiva, a potência nominal da máquina e a reactância sub‐
transitória na base da potência nominal. Para as simulações em regime transitório é utilizado o modelo GENSAL (Salient Pole Generator Model), cujos parâmetros são introduzidos no programa no Formato AP1.1, em que: •
IBUS é o barramento da rede eléctrica onde está ligado o modelo; •
T’d0, T’’d0 e T’’q0 são constantes de tempo transitórias e sub‐transitórias em vazio; •
H é a constante de inércia; •
D é o amortecimento; •
Xd e Xq são reactâncias síncronas, X’d reactância transitória, X’’d=X’’q reactâncias sub‐transitórias e X1 reactância de dispersão do estator; •
S(1.0) e S(1.2) são as características de magnetização da máquina. IBUS, ‘GENSAL’, I, T’d0, T’’d0, T’’q0, H, D, Xd, Xq, X’d, X’’d, X1, S(1.0), S(1.2)/ Formato AP1.1 – Formato de dados do modelo GENSAL Nos quadros das figuras AP1.1 e AP1.2 listam‐se os valores definidos em [2] para as Centrais Térmicas e Hídricas, respectivamente. Figura AP1.1 – Parâmetros dos Geradores Síncronos das Centrais Térmicas do SEPM 18
Versão 29 do programa PSS/E, da Siemens PTI Figura AP1.2 – Parâmetros dos Geradores Síncronos das Centrais Hídricas do SEPM Modelo dos Reguladores de Tensão Um gerador síncrono necessita de um sistema de excitação que assegure as funções de regulação e protecção do gerador através do controlo da tensão. A regulação dos valores de tensão depende essencialmente do trânsito de potência reactiva. Um desequilíbrio entre a potência reactiva produzida e a potência reactiva consumida provoca um desvio de tensão nos barramentos que é ajustada com o regulador de tensão, tendo um escalão de tensão como referência. Na Figura AP1.3. apresenta‐se o diagrama de blocos do modelo do regulador de tensão. Figura AP1.3 – Esquema do regulador de tensão IEEET1 O modelo utilizado para simular os reguladores de tensão, associados aos geradores síncronos, foi o IEEET1 (IEEE Type 1 Excitation System) cujos parâmetros definidos em [2] para cada um dos grupos geradores são apresentados nos quadros das figuras AP1.4 e AP1.5 e introduzidos no programa com o Formato AP1.2. IBUS, ‘IEEET1’, I, Tr, Ka, Ta, Vmax, Vmin, Ke, Te, Kf, Tf, 0., E1, S(E1), E2, S(E2)/ Formato AP1.2 – Formato de dados do regulador de tensão: modelo IEEET1 Figura AP1.4 – Dados dos reguladores de tensão das Centrais Térmicas Figura AP1.5 – Dados dos reguladores de tensão das Centrais Hídricas Modelo dos Reguladores de Carga ‐ Velocidade Num sistema eléctrico a potência consumida varia com o tempo pelo que, para manter o equilíbrio entre a produção e o consumo, a potência produzida tem que se ajustar às necessidades do consumo. A frequência de uma rede está relacionada com o equilíbrio entre as potências activas gerada e consumida dessa rede. O controlo primário de frequência da rede é assegurado pelos reguladores de carga – velocidade, associados aos grupos geradores. O diagrama de blocos do regulador carga‐velocidade DEGOV1 (Woodward Diesel Governor) apresenta‐se na Figura AP1.6. Figura AP1.6 – Esquema do regulador de carga‐velocidade DEGOV1 Na rede eléctrica da Madeira foi utilizado este modelo para simular os reguladores de carga ‐ velocidade associados às centrais térmicas equipadas com motores de combustão interna. No quadro da Figura AP1.7 apresentam‐se os valores assumidos em [2] para os parâmetros no Formato AP1.3, referente ao modelo DEGOV1. IBUS, ‘DEGOV1’, I, Droop Control, T1, T2, T3, K, T4, T5, T6, Td, Tmax, Tmin/, Droop, Te/ Formato AP1.3 – Formato de dados do regulador de carga‐velocidade: modelo DEGOV1 Figura AP1.7 – Dados dos reguladores DEGOV1 das Centrais Térmicas com motores de combustão interna Nas centrais com turbinas a vapor, que são a Central Hídrica dos Socorridos (SCR), a Central Térmica de Meia Serra (MSR) e o Grupo 20 da Central de Vitória (G20CTV), foi utilizado o modelo IEESGO (IEEE Standard Turbine‐
Governor), cujo esquema se apresenta na Figura AP1.8. Figura AP1.8 – Esquema do regulador de carga‐velocidade IEESGO Para o modelo IEESGO foram considerados os parâmetros da Figura AP1.9 introduzidos de acordo com o Formato AP1.4. O valor de Pmax do G20CTV depende da condição de carga dos grupos a diesel da Central Térmica de Vitória (grupos G17CTV, G18CTV e G19CTV) na proporção indicada na Figura AP1.10. IBUS, ‘IEESGO, I, T1, T2, T3, T4, T5, T6, K1, K2, K3, Pmax, Pmin/ Formato AP1.3 – Formato de dados do regulador de carga‐velocidade: modelo IEESGO Figura AP1.9 – Dados do regulador IEESGO da Central Hídrica dos Socorridos, da Central Térmica de Meia Serra e do G20CTV Figura AP1.10 – Relação entre a potência do G20CTV e a potência dos G17CTV, G18CTV e G19CTV Modelo dos Geradores de Indução de Rotor em Gaiola As máquinas de indução com o rotor em gaiola (denominadas por MIRG) são máquinas que consomem sempre potência reactiva independentemente do seu ponto de operação. Assim, e porque a potência reactiva necessária à magnetização destas máquinas aumenta com a potência activa enviada para a rede, é necessário instalar sistemas de compensação de potência reactiva. Estes sistemas, que permitem minimizar a constante de injecção de reactiva na rede, podem ser: baterias de condensadores simples, baterias de condensadores em escalões ou STATCOM19. Na ilha da Madeira, existem 4 parques eólicos constituídos por MIRG. Estes 4 parques eólicos (os mais antigos) são o Parque Eólico de ENEREEM (designado por PE1), constituído por 5 geradores eólicos, o Parque Eólico de PERFORM (designado por PE2) com 6 geradores, o Parque Eólico de ENERGÓLICA (designado por PE3), composto por 4 geradores e o Parque Eólico de ENERGÓLICA (designado por PE4), constituído por 2 geradores. Os PE1, PE2 e PE3 estão localizados no Paul da Serra e o PE4 está localizado no Caniçal. Para além dos parques eólicos acima referidos, a Central Hídrica do Lombo do Brasil (LBR) e a Central Hídrica da Terça (TER) também estão equipadas com MIRG. No regime estacionário, os modelos MIRG são iguais aos modelos utilizados para as máquinas síncronas, excepto na definição dos limites da potência reactiva, devido à característica acima referida. Para as simulações em regime transitório é utilizado o modelo CIMTR3 (Induction Generator Model), do PSS/E. Os dados a fornecer a este modelo têm como grandezas base a potência nominal e tensão nominal da máquina, sendo necessário definir: •
constantes de tempo da máquina, quer seja de gaiola simples (T’) ou de gaiola dupla (T’’); •
constante de inércia (H); •
amortecimento (D); •
reactâncias síncronas (X), transitórias (X’), sub‐transitórias (X’’) e de dispersão do estator (Xl); •
característica de magnetização da máquina (S). Estes parâmetros são escritos de acordo com o Formato AP1.5 e os valores que foram considerados em [2] estão tabelados na Figura AP1.11. IBUS, ‘CIMTR3’, I, T’, T’’, H, X, X’, X’’, Xl, E1, S(E1), E2, S(E2), 0., SYN‐POW/ Formato AP1.4 – Formato de dados do modelo CIMTR3 Figura AP1.11 – Parâmetros das MIRG dos (a) parques eólicos PE1, PE2, PE3 e PE4 e (b) das Centrais Hídricas de Lombo do Brasil e Terça 19
STATCOM (static synchronous compensator) é um dispositivo electrónico utilizado para regular a tensão no ponto de ligação através do controlo do fluxo de potência reactiva Modelo dos Geradores de Indução Duplamente Alimentados O princípio de funcionamento das máquinas de indução duplamente alimentadas (denominadas por MIDA) permite controlar a velocidade da máquina através de um sistema de conversão CA/CC/CA ligada ao rotor da máquina, conforme Figura AP1.12. Os conversores CA/CC/CA, ligados ao transformador elevador, controlam a tensão contínua aos terminais do condensador do subsistema de corrente contínua e controlam o factor de potência aos terminais da máquina. O estator da máquina encontra‐se directamente ligado à rede. Figura AP1.12 – Esquema simplificado das máquinas tipo MIDA O aumento da incorporação de geração eólica foi efectuado, no âmbito dos estudos [2] e [3], através da instalação de novos parques eólicos constituídos por máquinas do tipo MIDA com capacidade para suportar cavas de tensão. No PE2, para além dos 6 geradores instalados com máquinas do tipo MIRG, foram previstos 3 novos geradores com máquinas do tipo MIDA (os GR7, GR8 e GR9 do designado NPE2, para os distinguir dos restantes geradores eólicos do mesmo PE2). Foram dimensionados ainda mais 4 parques eólicos: o Parque Eólico Quinta do Lorde (designado por NPE5), constituído por 2 geradores, o Parque Eólico ENEREEM_PE1 (designado por NPE6), constituído por 3 geradores, o Parque Eólico ENEREEM_PE2 (designado por NPE7), com 4 geradores e o Parque Eólico ENEREEM_PE3 (designado por NPE8), constituído por 7 geradores eólicos. No cenário Muita Eólica o acréscimo de 20 MW foi simulado com um único gerador do tipo MIDA, denominado por Muita Eólica (ME). Nos estudos em regime transitório os geradores eólicos, que não sejam do tipo MIRG, são representados por modelos eólicos existentes numa biblioteca do PSS/E denominada WINDLIB. O modelo eólico que representa as máquinas do tipo MIDA é composto por quatro sub‐modelos específicos: o sub‐modelo GEAERA, que calcula a força aerodinâmica aplicada ao rotor da turbina; o sub‐modelo GECNA que representa o controlo do conversor do lado do rotor; o GEDFA que representa o gerador de indução duplamente alimentado; e o sub‐
modelo de controlo do ângulo de pitch das pás do rotor que é designado por GEPCHA. Para além destes sub‐
modelos são ainda utilizados modelos para a velocidade do vento (WGUSTA), que servem de input para o gerador eólico e um modelo para o sistema de duas massas do rotor associado à caixa de velocidade da turbina (W2MSFA). A Figura AP1.13 apresenta o diagrama de blocos dos geradores com máquinas do tipo MIDA, consideradas no estudo [3], e a ligação entre os vários sub‐modelos. Figura AP1.13 – Diagrama de blocos dos modelos para simulação de geradores do tipo MIDA Os geradores eólicos dos novos parques eólicos (NPE5, NPE6, NPE7 e NPE8), assim como os três grupos do NPE2, foram representados pelo modelo GE, com a potência de 1,5 MW. Uma vez que cada parque é representado por um equivalente com a potência total, foi calculado o número de máquinas de 1,5 MW necessárias para satisfazer a potência instalada prevista e a potência gerada pelo parque. Foi considerado no estudo [2] que a potência gerada corresponde a 80%20 da potência instalada prevista. No quadro da Figura AP1.14 são especificados os parâmetros considerados no estudo [2] e no quadro da Figura AP1.15 os dados equivalentes para cada parque eólico. Figura AP1.14 – Parâmetros das MIDA dos parques eólicos NPE2, NPE5, NPE6, NPE7 e NPE8 20
No estudo [3] foi considerado que a potência gerada por um parque eólico corresponde a 90% da potência instalada desse parque e não os 80% considerados no estudo [2]. Figura AP1.15 – Dados equivalentes dos parques eólicos (NPE2, NPE5, NPE6, NPE7 e NPE8) com máquinas do tipo MIDA Nos parques eólicos com geradores do tipo MIDA foram dimensionadas as protecções de mínimo e máximo de tensão (de acordo com o modelo VTGTPA) de forma a não se desligarem de rede durante a ocorrência de uma cava de tensão, com a amplitude e duração da cava prevista na Figura AP1.16. Figura AP1.16 – Curva da cava de tensão a suportar pelos geradores eólicos tipo MIDA Afectação e despacho das unidades de geração O principal objectivo do estudo [3] foi avaliar o impacto do aumento da potência eólica instalada na estabilidade da rede, pelo que foi considerado que a potência eólica injectada na rede correspondia a 90% da potência eólica instalada (e não os 80% considerados inicialmente no estudo [2]). Neste pressuposto e considerando o cenário Muita Eólica, a potência eólica injectada considerada foi de 48,7 MW. O despacho das unidades hídricas e das unidades térmicas alocado para cada cenário foi calculado tendo como base os dados fornecidos pela EEM, assim como os valores estipulados para a reserva girante necessária na rede. A reserva girante, considerando o cenário Ponta de Verão, é de 44 MW e, no cenário Vazio de Inverno Típico, de 32 MW, sendo garantida pelos grupos das Centrais Térmicas de Vitória (CTV) e Caniçal (CTC). Calculados os montantes a alocar a cada uma das centrais, para cada um dos cenários, e considerando a potência da carga estimada para o cenário Ponta de Verão (de 192 MW) e para o cenário Vazio de Inverno Típico (de 95 MW), foram definidos em [3] os valores de produção descritos na Tabela AP1.1. Configuração Avançada ‐ Cenário Muita Eólica Ponta de Verão
Vazio de Inverno Típico 18
10,1
48,7
48,7
130,4
38,7
197,1
97,5
2,6 %
2,6 %
Centrais Hídrica (MW) Eólica (MW) Térmica (MW) Total (MW) Perdas
Tabela AP1.1 – Valores de produção considerando os cenários PV e VIT no estudo [3] APÊNDICE (2) Método de medição da corrente reactiva a injectar na rede pelos geradores eólicos durante uma cava de tensão provocada por um defeito na rede No APÊNDICE (2) apresenta‐se o método do calculo da relação (U/Un) com (Irea/Ipd), tanto no regime normal de funcionamento como no regime de defeito e recuperação do defeito, de forma a verificar a curva exigida aos geradores eólicos no RRT. Tendo em consideração o método desenvolvido e os dados disponíveis nos modelos dos geradores eólicos simulados, demonstra‐se como foram obtidos os valores de Irea e de Ipd. Por último, apresenta‐se o fluxograma do algoritmo criado para o cálculo e verificação do cumprimento da curva do RRT. Condições de verificação da curva de fornecimento de reactiva pelos geradores eólicos, prevista no RRT No RRT é exigido às instalações de produção eólicas que sejam capazes de injectar na rede corrente reactiva, Ireactiva/Inpré‐defeito [%] de acordo com a Figura 2.2. U/Unominal [pu] Figura 2.2 ‐ Curva de fornecimento de reactiva pelos centros electroprodutores eólicos durante cavas de tensão Em cada simulação efectuada e para todos os geradores eólicos com capacidade de suportar cavas de tensão, foram calculadas a corrente reactiva (Irea) e a corrente pré‐defeito (Ipd), tendo‐se verificado as igualdades da Tabela AP2.1, de forma a cumprir a curva da Figura 2.2. % Regime de funcionamento Em regime normal de funcionamento 0,811 0,5
0,811 2,25
20 2,025
Em regime de defeito e recuperação 0,5 90
Tabela AP2.1 – Condições de verificação do fornecimento de corrente reactiva 100 100 Cálculo da corrente reactiva (Irea) e da corrente pré‐defeito (Ipd) Para o cálculo da corrente reactiva (Irea) foi considerada a Equação AP2.1: Equação AP2.1 Se se admitir que a componente imaginária da tensão é praticamente nula (
0 U pode‐se simplificar a Equação AP2.1 de forma a obter o seguinte sistema de equações: Equação AP2.2 Para cada instante (t) foi calculada a Irea em módulo, considerando a potência reactiva (Q) e o valor da tensão à saída do gerador eólico. |
|
| |
| |
Equação AP2.3 Para o cálculo da corrente pré‐defeito (Ipd), considerou‐se que Ipd é a corrente observada no instante imediatamente antes da ocorrência do defeito (t0) e que idealmente nesse instante a potência reactiva deve ser nula (Q=0). Assim, Ipd é calculada de acordo com a Equação AP2.4: | |
| |
Equação AP2.4 Fluxograma de verificação da curva de fornecimento de reactiva pelos geradores eólicos prevista no RRT Tendo em consideração as condições da Tabela AP2.1, que representam o regime normal de funcionamento e o regime de funcionamento durante o defeito e durante a sua recuperação, assim como os valores de Irea e Ipd, foi criado o algoritmo descrito no fluxograma da Figura AP2.1 para validação da curva da Figura 2.2 Figura AP2.1 – Fluxograma implementado para verificação da curva de fornecimento de reactiva durante cavas de tensão