PERSPECTIVA DA GESTÃO TÉCNICA DO SISTEMA ELÉCTRICO

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1 PERSPECTIVA DA GESTÃO TÉCNICA DO SISTEMA ELÉCTRICO REN Rede Eléctrica Nacional, SA Victor Baptista 1 / 30

2 Potência instalada e consumo em Portugal MW Potência instalada e Ponta de consumo PRE Térmica Hídrica Ponta PRE = Eólica + Cogeração + outros Produção Eólica / Consumo Total TWh Origem da energia no consumo anual Cogeração Eólica Carvão Gás Fuel Hídrica Import. Consumo [GWh] Consumo SEN 49,865 50,596 50,059 Produção Eólica 7,492 5,695 4,012 15% 11% 8% Neste período de 10 anos, a razão entre o máximo (14.2 TWh em 2003) e o mínimo (4 TWh em 2005) da produção hídrica foi / 30

3 Portugal: Energia hídrica (ano 2008) Variações sazonais importantes ÍNDICE DE PRODUTIBILIDADE DE ENERGIA HÍDRICA JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Grande variância da energia afluente mensal As albufeiras podem armazenar esta energia GWh ENERGIA AFLUENTE JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Fio-de-água Albufeira Média de fio-de-água Média de Fio-de-água +Albufeira 3 / 30

4 Portugal: Energia hídrica (ano 2009) Variações sazonais importantes Grande variância da energia afluente mensal As albufeiras podem armazenar esta energia ÍNDICE DE PRODUTIBILIDADE HIDROELÉCTRICA JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ GWh ENERGIA AFLUENTE JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ F Água Albuf Média F Agua Média F Agua + Alb 4 / 30

5 Portugal: Energia eólica (ano 2008) ÍNDICE DE PRODUTIBILIDADE DE ENERGIA EÓLICA JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ GWh 50 ENERGIA DIÁRIA GWh 800 ENERGIA MENSAL JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Produção Média mensal estimada Média mensal estimada Observada Variações sazonais e anuais mais pequenas do que na hídrica Muito maior volatilidade diária 5 / 30

6 Portugal: Energia eólica (ano 2009) 1.50 ÍNDICE DE PRODUTIBILIDADE EÓLICA 28 Dez MW 64 GWh 8 Nov 49% do Consumo JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 15 Nov 69% da Potência instantânea PRODUÇÃO DIÁRIA GWh JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Produção Regime médio PRODUÇÃO MENSAL GWh JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Regime médio Produção Variações sazonais e anuais mais pequenas do que na hídrica Muito maior volatilidade diária 6 / 30

7 Porquê energia eólica em Portugal? Portugal não tem combustíveis fósseis (carvão, fuel, gás natural) Existem penalidades para a produção fóssil ( CO 2 A economia da energia nuclear é incerta (não avaliada) Existem bons locais para a produção de energia eólica Existe uma grande sinergia entre as energias hídrica e eólica e temos 20% de hídrica (média nos últimos 10 anos da Produção hídrica / Consumo total) A maior parte das boas localizações para utilização do vento não têm altas densidades populacionais 7 / 30

8 Crescimento da energia eólica em Portugal 3500 MW Potência Total Ligada - Evolução Anual Novos Parques Potência Ligada 8 / 30

9 Portugal Localização de parques eólicos Junho 2009 De Parques Eólicos em Portugal, Junho de 2009, INEGI, Álvaro Rodrigues, 9 / 30

10 Localização da produção clássica Hídrica no Norte, Térmica no Sul Energia hídrica em Portugal está longe dos consumos Estamos habituados a mudanças frequentes do perfil de geração Hídrica Térmica 10 / 30

11 Portugal: locais das produções eólica, hídrica e térmica 11 / 30 11

12 Principais desafios do TSO e DSO Desde os finais de 1990 que a REN tem criado um novo paradigma para lidar com metas de crescimento de produção dispersa de renováveis, em estreita cooperação com o Ministério da Economia e do Operador da Rede de Distribuição (DSO) 1 Necessidade de abordagens coordenadas do Ministério, TSO e DSO para Revisão e actualização de decisões de planeamento da rede de transmissão Gerir produção MW processo de licenciamento limites máximos em cada subestação definidos e públicos 2 Necessidade de analisar e gerir a estabilidade futura e a segurança do sistema Controle de reactiva Funcionalidades fault ride through Integrar a produção intermitente 3 Necessidade de forte acréscimo na construção e modernização das linhas e subestações Processos de licenciamentos ambientais e jurídicos mais rápidos 12 / 30

13 Coordenação com o DSO (EDP, SA) Debate e acordo sobre a evolução das redes de Distribuição e Transporte Debate sobre as regras técnicas com influência sobre a Rede de Transporte Revisão das normas e dos códigos de rede de uma forma coerente Especificações dinâmicas para a frequência Curto-circuito / Resistência às cavas de tensão É fundamental criar condições para evitar interrupções maciças e descoordenadas na produção: LEMBREM-SE DO INCIDENTE SOBRE 4 de Novembro de 2006! Acompanhar as decisões do acordo de licenciamento sobre a geração Diálogo habitual com os investidores, quando necessário, para as decisões de acesso ou de ajuda / guia sobre a realização do investimento 13 / 30

14 Coordenação com vizinho TSO (REE, SA - Espanha) 1000 km 200 km Portugal Espanha France 1,4 to 1,8 GW capacidade de interligação 650 km 3 GW vento * 10 M população 900 km Max potência 9 GW 17 GW vento * 43 M população Max potência 47 GW * Dezembro 2008 valores 14 / 30

15 As regras de acesso à produção (1/2) 1. No "Plano de Desenvolvimento da Rede a REN considera as metas nacionais para as energias renováveis, o potencial e localização dos recursos eólico e hídrico e os pedidos de ligação à rede 2. A REN calcula e publica a capacidade de recepção da rede para todas as subestações de acordo com o plano da rede. 3. Os investidores apresentam ao Ministério da Economia da Inovação e Desenvolvimento (MEID) os seus pedidos de novos projectos de produção, incluindo a localização 4. Para cada subestação, no caso de haver excesso de procura em comparação com a capacidade da rede, um critério de redução prorata é aplicado para definir os MW atribuídos e reservados para cada promotor. TSO ou DSO transmitem parecer ao MIED 5. Governo tem lançado concursos à apresentação de propostas para desenvolvimento de projectos de produção utilizando recursos hídricos e eólicos, tendo em atenção as capacidades de rede Um novo planeamento de rede + coordenação FER => paradigma 15 / 30

16 As regras de acesso à produção (2/2) 1 Subestação principal do parque eólico 2 Interligação Quem constrói, paga e opera? 1. Geradores, rede interna do parque e subestação e subestação principal Construídas e operadas pelos promotores 2. Interligação com a REDE Depois de construída passa a propriedade e operada pelo TSO ou DSO (com algumas excepções no caso de DSO) 3 Ponto de ligação à Rede de Distribuição ou Transporte 4 Rede de Distribuição ou de Transporte 3. Painel de interligação Construído pelo TSO ou DSO e encargo do promotor 4. Reforços internos na Rede de Distribuição ou de Transporte Encargo do TSO ou DSO - custos socializados através das tarifas dos consumidores 16 / 30

17 A necessidade de extensão da Rede de Transporte (1/2) As decisões de planeamento para FER incluem algumas novas linhas e subestações e antecipação de alguns projectos O mapa mostra os principais itens a cor- -de-laranja, incluindo os seguintes itens: Aumento da capacidade ou modernização das linhas e subestações existentes Algumas novas linhas e subestações Construção de novos ramais em subestações Aumento da capacidade de compensação reactiva Razões para reforçar a rede 1 - Captação de energia eólica em áreas interiores 2 Maior capacidade de transporte destas zonas para áreas de consumo (litoral) e reforço das interligações 17 / 30

18 A necessidade de extensão da Rede de Transporte (2/2) A partir de 2000, para a rede de transporte (TG) Novas subestações (SB) Novas linhas e Aumento da capacidade das linhas existentes e SB 6 grandes projectos eólicos (904 MW) já em operação, ligados a 220 ou 150 kv Nos próximos 3-4 anos, outros 1400 MW, serão também ligados às redes TSO + DSO 70% dos actuais 3280 MW de energia eólica estão ligados à rede de distribuição MAS 240 MW 198 MW 130MW 101 MW 119 MW 114 MW Substations with more than 100MW of wind power in operation or reserved by TSO or DSO In service In service in the last 3 years ( ) Future substation A maioria da geração PRE adicional em larga escala será ligada ao nível de 400 kv - principalmente quase toda a nova grande hídrica 18 / 30

19 INVESTIMENTO - repartição para vento e grande hídrica INV ~1600 milhões Em todo o período , o investimento directamente imputável ao vento e grandes hidroeléctricas ascende a 400 M (* gráfico) para 4,5 GW de energia eólica e 2 GW novos de grande hídrica Estes números não consideram o investimento do parque eólico e da sua subestação principal, nem a linha directa com o ponto de ligação à rede ( encargos dos promotores ) Reforço da capacidade de interligação 9% Custos de renovação e outros 15% Reinforcement of the interconnection capacity 9% Internal grid expansion and Others 15% Aumento da capacidade da rede de distribuição e TGV ferrovias 43% Ligação de grandes hidroeléctricas e energia eólica 26% * Ligação de centrais termoeléctricas 7% Conn renew s 19 / 30 Security of supply 43%

20 Problemas Operacionais Capacidade de Suportar Cavas de Tensão exigida aos centros produtores eólicos. 0.8 E.on e ESBNG REE U (pu) 0.6 REN Elkraft & Eltra 0.4 Cavas de tensão Quando ocorre um defeito num elemento da rede de transporte a tensão pode descer abruptamente durante dezenas ou centenas de milissegundos, até o defeito ser eliminado. A esta descida temporária da tensão chama-se cava de tensão. Trata-se dum regime transitório que se propaga por todos os elementos da rede até centenas de km de distância. Os geradores clássicos sempre foram construídos para permanecerem ligados à rede, para as cavas de tensão de duração mais comum. Os primeiros geradores eólicos não foram desenhados com esse objectivo. Quando já estavam muitos geradores instalados observaram-se saídas simultâneas de dezenas de geradores eólicos. A geração distribuída podia sair de forma concentrada tempo (ms) 20 / 30

21 Problemas Operacionais Demasiados geradores eólicos sem resistência às cavas de tensão Gestão pós-falha é mais difícil: arrancar, ou não, outros geradores (ou parar ou não parar bombagem) É difícil prever a energia eólica As ferramentas actuais são muito úteis mas ainda precisam de ser melhoradas Aumentou a Reserva necessária e o número de mudanças na programação da produção Durante os períodos de vazio precisamos de manter alguns geradores clássicos Regras para energia reactiva são inadequadas 21 / 30

22 Mudanças de produção eólica (ciclone Klaus) Previsão eólica actualizada cada 6 horas Nesta altura tínhamos telemedidas de 1400 MW dos 2640 MW instalados (2640=1400 x 1.9) O gráfico mostra perda de 600 MW x 1.9 = 1140 MW num período de 3 horas Assim, durante 3 horas houve uma perda de 380 MW/h, em cada uma das 3 horas perdemos o equivalente, no sistema português, de um grande grupo térmico 22 / 30

23 0:00 0:44 1:29 2:26 3:10 3:55 4:40 5:25 6:10 6:56 7:41 8:26 9:11 9:55 10:40 11:26 12:12 12:58 13:43 14:29 15:15 15:59 16:45 17:30 18:15 19:00 19:46 20:32 21:38 23:41 0:32 1:18 [MW] Variações de produção eólica (cavas de tensão devidas a relâmpagos) /26 Produção Eólica 1200, ,00 800,00 600,00 400,00 200,00 0,00 Hora [25/26/Jan] Usando o mesmo factor 1.9 do slide anterior, os {200, 150, 400, 200} mostrados no gráfico correspondem a perdas de {380, 280, 760, 380} MW. Fizemos propostas para mudar os regulamentos em Portugal, tornando obrigatória a resistência às cavas de tensão. Os geradores recuperam muito mais depressa das cavas de tensão do que das rajadas de vento. 23 / 30

24 Variações de produção eólica (cavas de tensão e previsão fraca) É importante mostrar a soma de toda a produção eólica ao operador, para uma explicação rápida de mudanças bruscas na interligação com a Espanha 24 / 30

25 10:00:00 10:13:00 10:26:00 10:39:00 10:52:00 11:05:00 11:18:00 11:31:00 11:44:00 11:57:00 12:10:00 12:23:00 12:36:00 12:49:00 13:02:00 13:15:00 13:28:00 13:41:00 13:54:00 14:07:00 14:20:00 14:33:00 14:46:00 14:59:00 15:12:00 15:25:00 15:38:00 15:51:00 Cavas de tensão: dois grandes incidentes 2.500, , , ,00 500,00 0,00 Azul Eólica telemedida; Rosa Eólica estimada No dia 15/Nov de 2009 registaram-se dois disparos bifásicos na LPNVG2, devido a aproximação de duas fases, num vão superior a 1,5 km, provocada pelo forte vento Em simultâneo registaram-se, de cada vez, perdas de eólica superiores a 1300 MW 25 / 30

26 15:29:12 15:29:48 15:30:24 15:31:00 15:31:36 15:32:12 15:32:48 15:33:24 15:34:00 15:34:36 15:35:12 15:35:48 15:36:24 15:37:00 15:37:36 15:38:12 15:38:48 15:39:24 15:40:00 15:40:36 15:41:12 15:41:48 15:42:24 15:43:00 15:43:36 15:44:12 15:44:48 15:45:24 15:46:00 15:46:36 15:47:12 Potência (MW) [IMP (-); EXP (+)] 12:08:51 12:09:27 12:10:03 12:10:39 12:11:15 12:11:51 12:12:27 12:13:03 12:13:39 12:14:15 12:14:51 12:15:27 12:16:03 12:16:39 12:17:15 12:17:51 12:18:27 12:19:03 12:19:39 12:20:15 12:20:51 12:21:27 12:22:03 12:22:39 12:23:15 12:23:51 12:24:27 12:25:03 12:25:39 12:26:15 12:26:51 Potência (MW) [IMP (-); EXP (+)] Correcção dos desvios na interligação :13 Desvio máximo = 1356 MW Duração = 8 minutos 4 seg tempo Incidente em: 15-Nov :13:51 Duração do incidente: 00:08:04 Total P.I./Desvio max.= / MW :34 Desvio máximo = 1307 MW Duração = 8 minutos 1 seg tempo Incidente em: 15-Nov :34:12 Duração do incidente: 00:08:01 Total P.I./Desvio max.= / MW 26 / 30

27 U / Unominal [pu] Capacidade de resistir a cavas de tensão 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0,08 ; 0,6 0 ; 0,2 0,5 ; 0,2 10 ; 0, tempo [s] Existiam estudos que previam a possibilidade de incidentes análogos. A REN já tinha proposto às autoridades portuguesas alterações ao Regulamento da Rede de Transporte que ainda não foram aprovadas. Os aerogeradores que dispararam teriam resistido à cava de tensão observada se a proposta de alteração do RRT estivesse aprovada. 27 / 30

28 MW Disparos de produção clássica (>300 MW) 15-Mai Déclenchements de Groupes (>300MW) Desvio do programado (Mai-Set/2005) 18-Mai 31-Mai 11-Jun 14-Jun 22-Jul 25-Jul 26-Jul Ponta de Consumo: ~9200 MW Vazio: ~4000 MW Ago 23-Ago 02-Set 12-Set 21-Set Nota: valor mostrado é a potência instantânea Set 29-Set minutes 28 / 30

29 MW Disparos da nova produção (>300 MW) Déclenchements de Groupes (>300MW) Desvio do programado(out-abr/2009) 24-oct 15-nov 28-nov 29-nov 1-jan 25-jan 25-jan 4-feb Para disparos de eólica houve uma tendência para sobrecompensar Se uma bomba para, não se pode voltar a arrancar durante meia-hora feb 5-feb 8-feb 20-feb Necessárias novas tácticas para disparos de eólica minutes 29 / 30

30 Conclusões Elevada penetração da produção eólica e hidroeléctrica É POSSÍVEL, mas constitui um grande desafio para o TSO e o DSO; Necessárias novas abordagens Um nível adequado de gestão centralizada/partilhada é importante Cooperação e coordenação entre TSO e DSO e com o TSO vizinho e associações de FER são também necessárias Especificação dos novos requisitos técnicos para uma segura e flexível operação futura do sistema ( fundamental ) Revisão de códigos e regras deve ser implementada e acompanhada As mudanças internas dentro do TSO e DSO no planeamento, construção e operação do sistema são necessárias e devem ser implementadas 30 / 30