Legislação Actual sobre Produção em Regime Especial

Legislação Actual sobre Produção em Regime Especial Adequação Técnica Sérgio Tiago Sarmento da Fonseca Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Presidente: Orientador: Vogais: Júri Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco Prof. a Doutora Célia Maria Santos Cardoso de Jesus Prof. a Doutora Maria Eduarda de Almeida Pedro Abril de 2010

Agradecimentos Quero agradecer de forma especial aos meus pais, que me encorajaram, aconselharam, e suportaram durante todo este caminho. Agradeço ainda à responsável pela orientação deste trabalho, Professora Doutora Célia Maria Santos Cardoso de Jesus, pela confiança depositada em mim, pelo sua disponibilidade e papel de guia, e pela liberdade que me deu na abordagem da matéria.

Abstract It is expected that increasing amounts of new generation, based on renewable sources, will be connected to the Portuguese electrical power system in the near future. This thesis starts from the observation that today s legislation does not prevent a massive connection to the grid from this production sources. The author starts with a small state of the art of the electrical production in Portugal and its different sources, to point out the large development of renewable energy production in satisfying the demand. This state of the art is followed by a summarization of today s technical legislation. A small network is developed in order to examine the consequences of a massive penetration of distributed generation in the grid. To do the latest, production profiles are created and a progressive penetration of renewable production sources is simulated. An overview of the impact of such penetration on voltage, losses, quality and stability is given. In the final chapter, some solutions and amendments are suggested, in an attempt to correct and prevent future problems. Keywords Distributed Generation Resources (DG), Legislation, Security, Stability. iii

Resumo Espera-se um grande aumento na potência de geração eléctrica baseada em recursos renováveis, ligada ao sistema eléctrico Português num futuro próximo. Este trabalho começa da observação que a legislação actual não previne uma ligação em massa à rede deste tipo de produção. Inicia-se este trabalho com um pequeno estado de arte da produção energética em Portugal, e dos seus diferentes recursos. Este estado de arte é seguido por um pequeno sumário histórico da legislação aplicada à produção energética baseada em recursos renováveis. Um pequena rede é desenhada de forma a analisar as consequências de um grande nível de penetração de produção em regime especial na rede. Para fazer essa análise, são criados perfis de produção e um nível de penetração crescente é simulado. Após esta análise, é discutido o impacto deste aumento do nível de penetração na tensão, perdas de energia, qualidade e estabilidade. No capítulo final, na tentativa de corrigir e prevenir eventuais problemas futuros, algumas soluções e emendas são sugeridas. Palavras Chave Produção em Regime Especial (PRE), Legislação, Segurança, Estabilidade. v

Conteúdo 1 Introdução 3 1.1 Contexto.......................................... 4 1.2 Título........................................... 4 1.3 Motivação......................................... 4 1.4 Contribuição....................................... 5 1.5 Estrutura da Dissertação................................ 5 2 Situação Actual 7 2.1 Introdução......................................... 8 2.2 Repartição da produção................................. 8 2.3 Produção em Regime Especial............................. 10 2.3.1 Estatísticas da PRE............................... 10 3 Legislação 13 3.1 Introdução......................................... 14 3.2 Evolução......................................... 14 3.3 Aspectos Técnicos.................................... 16 3.3.1 Condições técnicas gerais............................ 16 3.3.1.A Potência de ligação.......................... 16 3.3.1.B Factor de potência........................... 16 3.3.1.C Distorção harmónica......................... 16 3.3.2 Condições técnicas especiais.......................... 18 3.3.2.A Ligação de geradores síncronos................... 18 3.3.2.B Ligação de geradores assíncronos.................. 18 3.3.2.C Fornecimento de energia reactiva.................. 19 3.3.3 Protecções.................................... 20 3.3.4 Regime de neutro................................ 20 4 Caso de Estudo 21 4.1 Introdução......................................... 22 vii

Conteúdo 4.2 Rede de estudo...................................... 22 4.3 Ferramenta de simulação................................ 24 4.4 Testes........................................... 24 4.4.1 Energia Reactiva................................. 24 4.4.1.A Cenários de exploração........................ 24 4.4.1.B Nível de Penetração.......................... 25 4.4.2 Outros aspectos técnicos............................ 26 5 Resultados 29 5.1 Introdução......................................... 30 5.2 Referência........................................ 30 5.3 Impacte do nível de penetração............................. 31 5.3.1 Perfil de tensão.................................. 31 5.3.1.A Inverno húmido............................ 31 5.3.1.B Inverno seco.............................. 32 5.3.1.C Verão.................................. 33 5.3.2 Perdas activas.................................. 35 5.3.2.A Inverno húmido............................ 35 5.3.2.B Inverno seco.............................. 35 5.3.2.C Verão.................................. 36 5.3.3 Perdas reactivas................................. 36 5.3.3.A Inverno húmido............................ 37 5.3.3.B Inverno seco.............................. 37 5.3.3.C Verão.................................. 38 5.3.4 Redução da potência reactiva produzida.................... 38 5.3.4.A Perfil da tensão............................ 38 5.3.4.B Perdas activas............................. 40 5.3.4.C Perdas reactivas............................ 42 5.4 Situação real....................................... 43 5.5 Outros aspectos técnicos................................ 46 5.5.1 Ligação de geradores.............................. 46 5.5.1.A Metodologia da simulação...................... 47 5.5.1.B Estudo N-1............................... 47 5.5.1.C Arranque geradores.......................... 52 5.5.1.D Protecções............................... 53 6 Conclusões 55 viii

Conteúdo A Dados da rede 59 A.1 Introdução......................................... 60 A.2 Dados dos elementos constituintes da rede...................... 60 A.2.1 Barramentos................................... 60 A.2.2 Geradores.................................... 61 A.2.3 Linhas....................................... 61 A.2.4 Transformadores................................. 62 B Plataforma de simulação 63 B.1 Introdução......................................... 64 B.2 Características do PSAT................................. 64 B.2.1 Geral....................................... 64 B.2.2 Biblioteca Simulink................................ 66 B.2.3 Conversão de dados e modelos definidos pelo utilizador........... 66 B.3 Modelos e algoritmos.................................. 67 B.3.1 Modelo do sistema de energia......................... 67 B.3.2 Power Flow.................................... 68 B.4 Obtenção e apresentação de resultados........................ 69 B.5 Referência final...................................... 71 ix

Conteúdo x

Lista de Figuras 2.1 Evolução da potência instalada em Portugal [15]................... 8 2.2 Repartição da produção eléctrica (2008-2009) [15].................. 9 2.3 Contribuição anual PRE [13]............................... 11 2.4 Energia anual entregue à rede por tecnologia [GWh] [13].............. 12 2.5 Peso da PRE na potência instalada do SEN [%] [13]................. 12 4.1 Rede de AT estudada................................... 22 5.1 Perfil de tensão nas centrais, na ponta e vazio..................... 30 5.2 Perfil de tensão nas subestações, no período de ponta e vazio............ 31 5.3 Perfil de tensão nos barramentos das centrais, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno húmido................................ 32 5.4 Perfil de tensão nos barramentos das subestações, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno húmido.............................. 32 5.5 Perfil de tensão nos barramentos das centrais, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno seco.................................. 33 5.6 Perfil de tensão nos barramentos das subestações, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno seco................................ 33 5.7 Perfil de tensão nos barramentos das centrais, para período de ponta e vazio, no cenário de Verão...................................... 34 5.8 Perfil de tensão nos barramentos das subestações, para período de ponta e vazio, no cenário de Verão.................................... 34 5.9 Variação das perdas activas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido....................... 35 5.10 Variação das perdas activas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco........................ 35 5.11 Variação das perdas activas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Verão............................. 36 5.12 Variação das perdas reactivas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido..................... 37 xi

Lista de Figuras 5.13 Variação das perdas reactivas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco....................... 37 5.14 Variação das perdas reactivas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Verão........................... 38 5.15 Perfil da tensão no cenário de Inverno húmido, com tg(ϕ)=0,2 e tg(ϕ)=0,4..... 39 5.16 Perfil da tensão no cenário de Inverno seco, com tg(ϕ)=0,2 e tg(ϕ)=0,4....... 39 5.17 Perfil da tensão no cenário de Verão, com tg(ϕ)=0,2 e tg(ϕ)=0,4........... 40 5.18 Variação das perdas activas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido....................... 40 5.19 Variação das perdas activas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco........................ 41 5.20 Variação das perdas activas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Verão............................. 41 5.21 Variação das perdas reactivas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido....................... 42 5.22 Variação das perdas reactivas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco......................... 42 5.23 Variação das perdas reactivas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Verão............................. 43 5.24 Evolução das tensões, nas subestações........................ 44 5.25 Potência reactiva gerada pelos parques telemedidos pela REN durante o dia 23 de Março de 2008....................................... 44 5.26 Diagrama de carga no dia 23 de Março de 2008 [21]................. 45 5.27 Saldo de Interligação durante o dia 23 de Março de 2008 [21]............ 45 5.28 Frequência de um gerador de uma grande central(1000 MW), depois de um gerador ser desligado (escala longa duração) [25]..................... 48 5.29 Frequência de um gerador de uma grande central(1000 MW), depois de um gerador ser desligado (escala curta duração do gerador da figura 5.28) [25]...... 49 5.30 Frequência de um gerador de uma central(130 MW), depois de um gerador vizinho ser desligado (escala curta duração) [25]....................... 50 5.31 Frequência de um gerador de uma grande central(900 MW), que normalmente abastece uma grande centro consumidor através da linha desligada. (escala curta duração) [25]....................................... 50 5.32 Frequência de um gerador de uma central(300 MW), perto do grande centro consumidor após a linha ser desligada (escala curta duração) [25]........... 51 5.33 Frequência do gerador da figura 5.32, depois de atingido um novo estado estacionário. [25]......................................... 51 xii

Lista de Figuras 5.34 Queda de tensão no arranque de um gerador assíncrono. [30]........... 52 B.1 Esquema sinóptico do PSAT............................... 65 B.2 Biblioteca PSAT-Simulink................................. 66 B.3 Rede de estudo na plataforma de simulação...................... 67 B.4 Menu principal da plataforma PSAT........................... 69 B.5 Janela Static Report................................... 70 B.6 Janela de escolha do visualizador............................ 70 xiii

Lista de Figuras xiv

Lista de Tabelas 2.1 Potência instalada no final de 2009 [15]........................ 9 2.2 Valores da contribuição anual da PRE, 2000-2009 [13]................ 10 3.1 Limites a respeitar na ligação dos geradores síncronos............... 18 4.1 Dados da rede de AT analisada............................. 23 4.2 Produção distribuída................................... 23 4.3 Valores de produção nos vários cenários [%]...................... 25 4.4 Valores de carga para diferentes níveis de penetração................. 26 A.1 Dados dos barramentos.................................. 60 A.2 Dados dos geradores................................... 61 A.3 Dados das linhas..................................... 61 A.4 Dados dos transformadores............................... 62 xv

Lista de Tabelas xvi

Lista de Acrónimos PRE Produção em Regime Especial SEP Sistema Eléctrico Público DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia CUR Comercializador de Último Recurso MT Média Tensão AT Alta Tensão MAT Muito Alta Tensão RNT Rede Nacional de Transporte RQS Regulamento da Qualidade de Serviço NP Nível de Penetração PSAT Power System Analysis Toolbox REN Redes Energéticas Nacionais SEN Sistema Eléctrico Nacional 1

Lista de Acrónimos 2

1 Introdução Contents 1.1 Contexto........................................ 4 1.2 Título.......................................... 4 1.3 Motivação........................................ 4 1.4 Contribuição...................................... 5 1.5 Estrutura da Dissertação............................... 5 3

1. Introdução 1.1 Contexto Esta dissertação realiza-se num contexto de crescentes preocupações a nível energético. A volatilidade dos combustíveis fósseis, a constante demanda para se atenuar a dependência dos mesmos e as crescentes preocupações com a defesa do ambiente, a nível global, tornam necessário um maior estreitamento entre a política energética e ambiental, por forma a viabilizar o cumprimento dos compromissos internacionais, nomeadamente na limitação das emissões dos gases que provocam o efeito estufa, em resultado da implementação da Convenção das Nações Unidas para as Alterações Climáticas e do Protocolo de Kyoto, dela decorrente. A forte aposta nacional no desenvolvimento dos recursos renováveis tem contribuído para uma mais ampla utilização das fontes endógenas de energia e permitido uma maior articulação entre as políticas da energia e do ambiente. A corrente legislação não antecipa uma instalação generalizada, existem problemas técnicos que podem surgir como, subidas de tensão, corrente, problemas de protecção e segurança. Estes novos requisitos conduzirão a novos requisitos para os produtores e para os distribuidores. Isto pode envolver a necessidade de novos equipamentos ou uma mudança na forma como a rede é planeada e operada. 1.2 Título A tese "Adequação da legislação actual à produção em regime especial" constitui uma análise à adequação das condições técnicas da ligação de produção descentralizada renovável. Entende-se por Produção em Regime Especial (PRE) 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 produção combinada de calor e electricidade.[19]. Para fazer a análise à adequação técnica da legislação efectuam-se testes numa rede com forte presença de PRE. 1.3 Motivação A publicação do Decreto-Lei n. o 312/2001(Decreto-Lei dos pontos de ligação), sujeitou a PRE a novos procedimentos administrativos que visam melhorar o processo de atribuição de pontos de ligação através de uma melhor gestão da rede pública, criando uma capacidade de recepção adequada ao aproveitamento dos recursos endógenos. Do ponto de visto técnico, a legislação que continua em vigor é o Decreto-Lei n. o 189/88, com as alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n. o 168/99, onde se estabelecem as condições 4

1.4 Contribuição técnicas gerais e as condições técnicas especiais da ligação às redes do Sistema Eléctrico Público (SEP) [14] Será que 11 anos depois esta legislação contínua adequada à realidade da PRE? Será esta a melhor solução para a gestão técnica da PRE que cada vez mais se expande e descentraliza? Este trabalho é uma análise sobre a adequação técnica da legislação actual face aos desafios energéticos que o nosso país enfrenta. Trata-se, em suma, de uma oportunidade única de trabalho num tema, sem dúvida, bastante actual e aliciante. 1.4 Contribuição Esta tese gira em torno de um tema que tem vindo a ser alvo de um grande ênfase a nível governamental de modo a se cumprirem metas estabelecidas nacional e internacionalmente. O tema é a produção em regime especial. Os objectivos principais são o estudo inicial da PRE em Portugal e da legislação vigente em relação a esta, seguido do desenho de uma rede de forma a incorporar tecnologia relevante de PRE e conseguir uma simulação de uma rede eléctrica adequada ao estudo da adequação técnica da legislação. A pesquisa elaborada resulta num estado actual, que tenta apresentar e tornar compreensível o tema, focando dois tópicos essenciais, o estado actual da PRE em Portugal e a legislação actual em relação a esta. O foco de maior contributo pessoal é a rede desenhada para efectuar o estudo. Foi criada a partir de uma rede existente no norte do país, em que os valores de geração e carga em muito se aproximam aos da geração e consumo reais dessa rede. A criação de um modelo de rede simples, que representa de forma correcta os fenómenos associados a um crescente nível de penetração da produção em regime especial é de grande importância para o objectivo deste trabalho. Através das simulações que se levaram a cabo foram identificados alguns fenómenos que poderão originar problemas de segurança. Estes fenómenos são corroborados por uma situação real que é descrita. Como possível emenda são sugeridos alguns procedimentos e soluções que se pensa poder reduzir e prevenir futuras situações. 1.5 Estrutura da Dissertação Esta dissertação encontra-se dividida em seis capítulos e dois anexos. O primeiro e presente capítulo trata a introdução ao documento, onde se enquadra e explica o tema, aponta-se a motivação e a contribuição do autor. O capítulo 2 consiste numa análise à situação da produção de energia em Portugal. Explicase a evolução da potência instalada em Portugal, quer em termos gerais quer com repartição por origem, e apresenta-se ainda a repartição da produção de energia para a satisfação do consumo 5

1. Introdução dos dois últimos anos 1. No fim deste capítulo, mostra-se também uma pequena estatística da produção em regime especial em Portugal desde 2000. Visto ser este um trabalho sobre a adequação técnica da legislação actual à produção em regime especial, o terceiro capítulo aborda a evolução da legislação, com a explicação sumária dos diferentes normativos. Os aspectos técnicos, gerais e especiais, que incidem sobre a ligação da produção em regime especial à rede do SEP, são também apresentados e comentados. O capítulo 4 trata da descrição genérica da plataforma de simulação, da rede de estudo e das características dos seus elementos. Descreve-se ainda neste capítulo a metodologia utilizada nas simulações efectuadas para estudar os aspectos considerados relevantes na actual legislação. No capítulo 5 apresentam-se e comentam-se os resultados obtidos nas simulações descritas no capítulo anterior. Neste capítulo faz-se ainda referência a alguns estudos de análise dinâmica e estudo de critérios de segurança, em redes com penetração de produção com base em recursos renováveis distribuídos. As conclusões do trabalho, bem como as perspectivas para trabalhos futuros constituem o capítulo 6. Por último os anexos tratam da descrição pormenorizada dos elementos da rede (Anexo A), e da plataforma de simulação (Anexo B) 1 2008 e 2009 6

2 Situação Actual Contents 2.1 Introdução....................................... 8 2.2 Repartição da produção............................... 8 2.3 Produção em Regime Especial........................... 10 7

2. Situação Actual 2.1 Introdução O sector da produção tem sofrido uma importante evolução ao longo dos anos, as constantes preocupações ambientais têm ditado que a Europa, e por conseguinte o governo Português, adoptasse uma postura favorável a nível ambiental em relação à produção de energia, apostando em soluções que minimizem o impacte inerente a esta. A figura 2.1 ilustra a evolução da potência instalada em Portugal por origens da produção de energia eléctrica no período 2005-2009. Pode-se observar a grande evolução da PRE que passou para mais do dobro da sua potência instalada. 10000 8528 8804 9110 8973 9217 8000 6690 MW 6000 5852 5470 4578 4578 PRE Hidraúlica 4000 Térmica Ponta 2388 2000 0 2005 2006 2007 2008 2009 Figura 2.1: Evolução da potência instalada em Portugal [15] A tabela 2.1 apresenta com detalhe a potência instalada em Portugal, com a repartição por origem. A potência instalada situa-se um pouco abaixo dos 17 GW, sendo que cerca de 11,3 GW correspondem a centrais de produção em regime ordinário (4,6 GW em hídrica e 6,7 GW em térmica) e 5,5 GW correspondem a PRE (3,4 GW de eólica, 1,6 GW de cogeração e cerca de 400 MW de pequena hídrica). 2.2 Repartição da produção A repartição da produção de energia eléctrica em 2008 e 2009 pode ser vista na figura 2.2, de notar que: A produção em regime especial abasteceu 29% do consumo, dos quais 15% se deveram 8

2.2 Repartição da produção Tabela 2.1: Potência instalada no final de 2009 [15] POTÊNCIA INSTALADA [MW] 16 738 CENTRAIS HIDROELÉCTRICAS 4 578 CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS 6 690 Carvão 1 776 Fuel 1 476 Fuel / Gás natural 236 Gasóleo 165 Gás natural 3 036 POTÊNCIA INSTALADA PRE 5 479 Produtores Térmicos 1 631 Produtores Hidráulicos 405 Produtores Eólicos 3 357 Produtores Fotovoltaicos 75 Produtores Energia das Ondas 2 às eólicas que reforçaram a potência em 700 MW. A produção térmica registou um valor semelhante ao do ano anterior representando 47% do consumo. O gás natural reduziu em 1% a sua participação, em parte devido ao aumento da produção hídrica que em 2009 registou um aumento de 3% do consumo abastecido em relação a 2008. O saldo importador reduziu para os 10%, isto deve-se, em parte, ao facto da produção em regime especial e a grande hídrica terem aumentado a sua participação na satisfação do consumo. Fuel! 1%! Gás! 23%! Carvão! 23%!!""#$ Saldo Importador! 10%! Hidráulica! 14.%! PRE Outros! 14%! PRE Eólica! 15%! Fuel! 1%! Gás! 23%!!""#$ Saldo Importador! 10%! PRE Outros! 14%! Fuel! 2%! Gás! 24.%!!""%$ Saldo Importador! 19%! PRE Outros! 12%! Carvão! 23%! Hidráulica! 14.%!!""%$ PRE Eólica! 15%! Carvão! 21%! Hidráulica! 11%! Figura 2.2: Repartição da produção eléctrica (2008-2009) [15] PRE Eólica! 11%!! Fuel! 2%! Gás! 24.%! Saldo Importador! 19%! PRE Outros! 12%! 9

2. Situação Actual 2.3 Produção em Regime Especial A produção em regime especial tem um tratamento específico para efeitos de rotulagem, uma vez que se encontra ao abrigo de um regime legal próprio. Considera-se PRE 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[13]. Em síntese, no quadro legal vigente é considerada PRE a produção de energia eléctrica: Com base em recursos hídricos para centrais até 10 MVA e nalguns casos até 30 MW; Que utilize outras formas de energia renovável; Com base em resíduos (urbanos, industriais e agrícolas); Em baixa tensão, com potência instalada limitada a 150 kw; Por microprodução, com potência instalada até 5,75 kw; Através de um processo de cogeração. A definição da política energética em Portugal é da responsabilidade do Governo, nomeadamente através da Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG), pelo que no domínio da produção em regime especial, a energia eléctrica vendida pela PRE, e que o Comercializador de Último Recurso (CUR) é legalmente obrigado a adquirir, é remunerada de acordo com o estabelecido em diplomas específicos aprovados pelo Governo. Em resultado das políticas incentivadoras deste tipo de produção, este sector tem revelado uma evolução muito significativa nos últimos anos. 2.3.1 Estatísticas da PRE Nesta secção tenta-se mostrar, de forma genérica, a evolução da produção em regime especial ao longo dos últimos anos A figura 2.3 mostra um pequeno histórico de anos completos, a partir de 2000 1, referente à contribuição anual da PRE para a satisfação do consumo nacional, em percentagem, e entregas anuais, em GWh. Tabela 2.2: Valores da contribuição anual da PRE, 2000-2009 [13] 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 PRE / SEN [%] 6,5 6,4 6,9 8,6 9,8 13,7 17,8 20,3 22,8 28,9 PRE [GWh] 2460 2552 2819 3682 4458 6549 8754 10174 11558 14387 1 Dados actualizados até Abril de 2009. 10

Contribuição anual da PRE para a satisfação do Consumo [%] e Entregas anuais à rede [GWh] 2.3 Produção em Regime Especial 35 15000 30 13000 P R E / S E N [ % ] 25 20 15 11000 9000 7000 5000 P R E [ T W h ] 10 3000 5 1000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009-1000 PRE/S E N [%] 6,5 6,4 6,9 8,6 9,8 13,7 17,8 20,3 22,8 28,9 Figura 2.3: Contribuição anual PRE [13]. PRE [GWh] 2460 2552 2819 3682 4468 6549 8754 10174 11558 14387 ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos 01-03-2010 A contribuição da PRE para a satisfação do consumo nacional em Portugal Continental é apresentada na linha verde. Os valores correspondentes a cada um dos anos, que constam da tabela 2.2, representam o quociente entre a produção anual da PRE e o consumo total do Sistema Eléctrico Nacional (SEN) no mesmo ano. Nota-se na figura 2.3 a grande evolução da contribuição da PRE, em nove anos, com um aumento de cerca de 22%. A evolução da energia entregue anualmente por tipo de tecnologia da PRE à rede eléctrica, de 2000 até 2008, expressa em GWh, é representada no gráfico de barras 2.4. Os valores correspondentes a cada um dos anos e a cada tecnologia podem ser lidos no eixo vertical e nas linhas da tabela. De salientar a extraordinária evolução da eólica que aumentou a sua energia entregue, no período considerado, cerca de 49 vezes. A cogeração renovável também merece menção, uma vez que aumentou a energia entregue cerca de 14 vezes. Já a hídrica PRE padece de grande variabilidade, motivada pelas condições climatéricas. O histórico de anos completos 2, da contribuição anual da PRE para a potência instalada do SEN pode ser vista na figura 2.5. Os valores correspondentes a cada um dos anos, representam o quociente entre a potência instalada da PRE e a potência total instalada no SEN no mesmo período. Como é possível verificar, o peso da produção em regime especial no sistema eléctrico nacional sofreu um acréscimo bastante apreciável desde 2000, aumentando cerca de 23%. Este 2 De 2000 a 2009 11

2. Situação Actual 14000 12000 10000 [GWh] 8000 6000 4000 2000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Cog. Renov. 104,2 89,3 104,9 128,7 462,9 1331,1 1508 1565,4 1519,4 1542,6 Outra Coger. 1147,7 1087,1 1180,8 1549,7 2051,9 2539,5 2806,3 3252,3 3009,2 3586 Eólica 152,8 237,6 337,3 465,7 782,7 1728,2 2891,9 4017,9 5690,8 7469,5 Hídrica PRE 601,7 657,4 707,6 1038,7 694,9 393,3 991,8 697,3 658,8 816,2 RSU 446,7 442,2 448,4 456,3 412,7 471,5 460,3 425,3 441,4 457,6 Biomassa 6,9 20,7 39,4 43,1 54 59,7 71,3 148,6 146,2 304,8 Biogás 0,1 0,1 0,1 0,1 9 25,3 23,8 46,6 59,1 70,6 Fotovoltaica 0 0 0 0 0 0 0,3 20,4 33,4 139,5 Figura 2.4: Energia anual entregue à rede por tecnologia [GWh] [13] aumento da potência instalada resulta dos incentivos legais e económicos da política ambiental que o governo Português tem seguido. Como é possível ver por estas breves estatísticas, a evolução da potência da PRE instalada e, por consequência, da contribuição desta para a satisfação do consumo energético, tem sido enorme. Este facto implica, não só, um forte investimento dos distribuidores, de forma a escoar da melhor forma a energia produzida pelos produtores, mas implica também uma maior atenção a eventuais problemas que a ligação de vários centros de PRE, ás redes do SEN, possa criar. 35,0 PRE / SEN [%] 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 9,9 5,0 11,0 12,7 13,1 14,5 17,7 22,2 24,8 29,4 32,7 0,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Figura 2.5: Peso da PRE na potência instalada do SEN [%] [13] 12

3 Legislação Contents 3.1 Introdução....................................... 14 3.2 Evolução........................................ 14 3.3 Aspectos Técnicos.................................. 16 13

3. Legislação 3.1 Introdução O enquadramento jurídico nacional, aplicável à produção de energia eléctrica através de fontes renováveis, tem sido objecto de constantes actualizações, no sentido de promover a optimização dos recursos energéticos nacionais e criar incentivos à iniciativa de entidades públicas e privadas. Do ponto de vista técnico, a legislação que continua em vigor é o Decreto-Lei n. o 189/88, com as alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n. o 168/99, onde se estabelecem as condições técnicas gerais, e as condições técnicas especiais da ligação às redes do SEN. Pretende-se com este capítulo apresentar uma evolução cronológica, assim como as principais condições técnicas da legislação referente à PRE, para uma melhor compreensão do tema central deste trabalho. 3.2 Evolução Com a publicação do Decreto-Lei n. o 20/81 [1], passou a ser possível a venda à rede de excedentes de produção própria. É no entanto em 1988, que a denominada PRE passa a ser regulada por legislação própria, altura em que foi publicado o Decreto-Lei n. o 189/88 [2], onde se estabelecem normas relativas à actividade de produção de energia eléctrica por pessoas singulares ou por pessoas colectivas de direito público ou privado. Esta legislação foi, sem dúvida, um marco fundamental na promoção da produção independente de energia eléctrica a partir de recursos renováveis, ou recursos industriais, agrícolas ou urbanos, bem como da produção combinada de calor e electricidade. Grandes investimentos foram efectuados no seguimento desta legislação, nomeadamente através da promoção da instalação de centrais mini-hídricas e de cogeração. Com a aprovação, em Julho de 1995, dum conjunto de diplomas que deram um novo enquadramento jurídico ao SEN, a produção combinada de calor e electricidade passou a reger-se por regime autónomo pelo Decreto-Lei n. o 186/95 [3], enquanto que a produção renovável passou a ser regida pelo Decreto-Lei n. o 313/95 [4], aprovado com o objectivo de adequar as disposições do DL 189/88 a esse novo enquadramento. Em 1999, é feita uma revisão do anterior normativo aplicável à produção de energia eléctrica a partir de recursos renováveis, com a publicação de dois diplomas legais: Decreto-Lei n o 168/99 [5], que republica o DL 189/88 com as alterações posteriormente introduzidas, inclui o Regulamento para Autorização das Instalações de Produção de Energia Eléctrica Integradas no Sistema Eléctrico Independente e Baseadas na Utilização de Recursos Renováveis (Anexo I) 1, bem como o processo de remuneração pelo fornecimento de energia (Anexo II). 1 Para a produção de origem hídrica, estas disposições só se aplicam para centrais com potência instalada inferior a 10 MW. 14

3.2 Evolução Decreto-Lei n. o 538/99 [6], que estabelece as disposições relativas à actividade da cogeração. Em 2001, a PRE sofreu uma nova alteração, com a publicação dos seguintes normativos: O Decreto-Lei n. o 312/2001 [7], conhecido pelo Decreto-Lei dos pontos de ligação, que define o regime de gestão da capacidade de recepção da energia eléctrica nas redes do Sistema Eléctrico de Serviço Público, proveniente dos centros electroprodutores do Sistema Eléctrico Independente. O Decreto-Lei n. o 313/2001 [8], que no sentido de proporciona o desenvolvimento de novas instalações, revê algumas disposições relativas à actividade de cogeração. O Decreto-Lei n. o 339-C/2001[9] que revoga e actualiza algumas das normas estipuladas anteriormente relativamente ao tarifário de venda da energia de origem renovável à rede pública, introduzindo uma remuneração diferenciada por tecnologia e regime de exploração. No início de 2005, é publicado o Decreto-Lei n. o 33-A/2005[10], que altera o DL 189/88, revendo os factores para cálculo do valor da remuneração pelo fornecimento da energia produzida em centrais renováveis entregue à rede do SEP, e definindo procedimentos para atribuição de potência disponível na mesma rede, bem como prazos para obtenção da licença de estabelecimento para centrais renováveis. Em 15 de Abril do mesmo ano foi publicada a Declaração de Rectificação n. o 29/2005 que altera ligeiramente a fórmula de cálculo da remuneração mensal da energia entregue à rede pública. Em 2006, a legislação energética recebe nova actualização com a publicação do Decreto-Lei n. o 29/2006[11], que veio estabelecer as bases gerais de funcionamento do SEN, classificando a produção de electricidade em dois regimes: Produção em regime ordinário. Produção em regime especial. Na sequência da publicação do Decreto-Lei n. o 172/2006[12], que estabelece o regime correspondente à produção em regime ordinário, o Governo estabeleceu o regime associado à produção em regime especial, mediante a publicação de três Decretos Lei[16]: Um, relativo ao regime de produção de energia a partir de fontes renováveis, que tem uma natureza integradora e de actualização, à luz de novas metas e realidades; Outro, relativo à produção combinada de calor e electricidade; Um terceiro, relativo à micro-produção, quer a partir de energias renováveis, quer a partir da cogeração. 15

3. Legislação Através destas constantes actualizações na legislação nota-se a grande preocupação governamental de criar condições para a produção descentralizada, renovável, por forma a reduzir a dependência energética nacional, e de fomentar a eficiência. 3.3 Aspectos Técnicos Do ponto de vista técnico, a legislação que continua em vigor é o DL 189/88, com as alterações introduzidas pelo DL 168/99, onde se estabelecem as condições técnicas gerais e as condições técnicas especiais da ligação às redes do SEP. Na subsecção seguinte descrevem-se e comentam-se as principais condições técnicas gerais e condições técnicas especiais a que deve obedecer a ligação de instalações de produção em regime especial. 3.3.1 Condições técnicas gerais 3.3.1.A Potência de ligação O DL 189/88 impunha que a potência de ligação das instalações de PRE estivesse limitada a 5% da potência de curto-circuito no ponto de interligação, limite esse que foi corrigido para 8% pelo DL 168/99. As restrições presentes anteriormente foram eliminadas com a publicação do DL 312/2001. 3.3.1.B Factor de potência Para os geradores assíncronos, durante as horas de vazio e de ponta, o factor de potência da energia fornecida não deverá ser inferior a 0,85 indutivo, tendo o produtor que instalar as baterias de condensadores que forem necessárias para o cumprir. Os geradores síncronos podem manter um factor de potência 0,8 indutivo e 0,8 capacitivo perante variações na tensão da rede pública, dentro dos limites que constam da concessão da rede pública. 3.3.1.C Distorção harmónica A distorção harmónica é uma das perturbações da onda de tensão emitidas pelas instalações eléctricas ligadas à rede do SEN. A legislação diz que, a tensão gerada nas centrais dos produtores será praticamente sinusoidal, de modo a evitar efeitos prejudiciais nos equipamentos instalados pelos consumidores. Tal é garantido pela ligação convencional 2 de instalações de PRE à rede, uma vez que este tipo de ligação não conduz a situações problemáticas com harmónicas. Já se a ligação for feita de modo assíncrono 3, será necessário assegurar que fo- 2 Ligação directa de geradores síncronos ou assíncronos. 3 Recorrendo a uso de conversores electrónicos de frequência para permitir a exploração dos sistemas de velocidade variável. 16

3.3 Aspectos Técnicos ram tomadas as providências necessárias à redução do conteúdo harmónico. Os encargos, caso haja distorção excessiva, deverão ser suportados pelo produtor a confirmar-se ser ele o causador dessa distorção. A legislação define ainda que os produtores ficam sujeitos às disposições em vigor sobre a qualidade de serviço nas redes eléctricas. Para as redes de Alta Tensão (AT) 4, onde se liga a maior parte do tipo de produção de interesse no estudo efectuado neste documento, essas disposições são definidas pelo Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS)[17]. O RQS define os valores limites de emissão de harmónicas para as instalações ligadas à rede neste nível de tensão, distinguindo entra as situações em que potência contratada seja superior, ou inferior, a 0,1% da potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação. Para o caso da potência contratada ser inferior a 0,1% da potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação, não se faz qualquer consideração quando aos limites de emissão de harmónicas, aceitando-se a ligação da instalação à rede. No caso da potência contratada pela instalação ser superior a 0,1% da potência de curtocircuito mínima no ponto de interligação, a emissão de harmónicas não poderá exceder os valores obtidos a partir das expressões seguintes: E Uhi E Ihi α L α h AT (1 L hmat ) α α SATi (3.1) S AT α L α h AT (1 L hmat ) α Z ha T α SATi S AT (3.2) DHT Ui L DHTAT S AT i S AT (3.3) em que: E Uhi E Ihi - limite de emissão da harmónica de tensão h para a instalação i (V); - limite de emissão da harmónica de corrente h para a instalação i (A); DHT Ui - limite da distorção harmónica total de tensão para a instalação i; L hmat - nível de planeamento da tensão harmónica h admissível num ponto de interligação de Muito Alta Tensão (MAT) 5 (V); L hat Z hat L DHTAT - nível de planeamento da tensão harmónica h admissível num ponto de de interligação AT; - impedância harmónica da rede a montante para a harmónica h(ω); - nível de planeamento da distorção harmónica total num ponto de interligação AT; S ATi - potência aparente contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação; 4 Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv. 5 Tensão acima de 110 kv. 17

3. Legislação S AT - potência representativa da capacidade de absorção de harmónicas por parte da rede [potência de transformação total instalada no ponto injector da concessionária da rede nacional de transporte, subtraída da potência do transformador mais potente e somada do valor de 70% da potência de recurso estabelecida no protocolo de operação/condução (protocolo formal celebrado entre o operador da rede de transporte e o operador da rede de distribuição em AT e Média Tensão (MT) 6 ), somada ainda do valor de 2% da S cc mínima no ponto injector, caso existam ou venham a existir clientes directamente alimentados em AT, e do valor da potência de ligação dos produtores poluidores ligados e/ou que se prevê que venham a ligar-se em AT na zona de rede do ponto injector] (MVA). 3.3.2 Condições técnicas especiais 3.3.2.A Ligação de geradores síncronos A ligação de geradores síncronos só poderá ser feita quando a tensão, frequência e fase dos geradores a ligar respeitarem os limites indicados na tabela 3.1. Tabela 3.1: Limites a respeitar na ligação dos geradores síncronos Grandezas Potência do gerador Até 500 kva Maior que 500 kva Tensão (tensão da rede 1 pu) ± 0,1 pu ± 0,08 pu Desvio da frequência ± 0,3 Hz ± 0,2 Hz Fase (em relação á tensão da rede) ± 20 o ± 10 o 3.3.2.B Ligação de geradores assíncronos A queda de tensão transitória devida à ligação de geradores assíncronos não deverá ser superior a: 5% no caso das centrais mini-hídricas 2% no caso de aerogeradores Esta distinção estará directamente ligada com o facto de os arranques dos conversores eólicos serem, por força das variações da velocidade do vento, mais frequentes do que as dos geradores mini-hídricos, que não padecem de tanta irregularidade. A legislação define que o número de ligações de aerogeradores não deverá exceder uma por minuto. A legislação refere que a limitação das quedas de tensão transitória aos valores que se indicaram anteriormente, poderá ser efectuada com recurso a equipamentos auxiliares adequados. Nos últimos anos, este problema da queda de tensão, foi completamente ultrapassado devido à ligação dos geradores assíncronos à rede efectuada com dispositivos electrónicos de arranque 6 Tensão entre 1 e 45 kv. 18

3.3 Aspectos Técnicos que, praticamente reduzem a corrente de arranque 7, responsável por essa queda de tensão, ao seu valor nominal. Para forçar a redução da corrente de arranque, a legislação prevê ainda que a ligação de um gerador assíncrono à rede será feira quando forem atingidos: 90% da velocidade síncrona, no caso de a potência do gerador não exceder 500 kva 95% da velocidade síncrona, para potências superior a 500kVA A legislação refere ainda o fenómeno de auto-excitação dos geradores assíncronos quando faltar a tensão na rede pública, estabelecendo que serão instalados dispositivos que, nesse caso, desliguem automaticamente os condensadores. Segundo [18], o gerador assíncrono poderá funcionar em auto-excitação quando é desligado da rede ou quando se encontra numa situação de funcionamento em rede isolada, caso a bateria de condensadores se mantenha em serviço. Como consequência do seu funcionamento em auto-excitação, aparecerão sobretensões elevadas e um aumento da frequência. No momento da interligação à rede receptora podem ainda aparecer sobreintensidades, pelo que o funcionamento em auto-excitação deve ser evitado. Para além de se procurar minimizar os seus riscos no dimensionamento da bateria de condensadores a instalar, estas devem ser desligadas antes ou em simultâneo com o fim do paralelo do gerador com a rede, e só deverão ser ligadas após a ligação do gerador à rede. No regime actual, em que existe obrigatoriedade por parte da PRE renovável de injectar energia reactiva na rede pública, a desligação dos condensadores por falta de tensão na rede é absolutamente indispensável [14]. 3.3.2.C Fornecimento de energia reactiva Como é estipulado em [5], as instalações de PRE devem, nos períodos fora do vazio, fazer acompanhar o fornecimento de energia activa de uma quantidade de energia reactiva correspondente, no mínimo, a 40% da energia activa fornecida (tg(ϕ) 0.4 cap). Nas horas de vazio, os produtores não devem fornecer energia reactiva à rede. A energia reactiva em excesso/défice nas horas de vazio e a fornecida nas horas de vazio são recebidas/pagas pelo produtor, durante os primeiros 144 meses de exploração da central renovável aos preços fixados no tarifário relativo à AT, para, respectivamente a energia reactiva indutiva e a energia reactiva capacitiva. Após o período referido anteriormente, a energia reactiva em excesso/défice nas horas fora de vazio e a fornecida nas horas de vazio são recebidas/pagas pelo produtor aos preços fixados no tarifário relativo à MAT, para, respectivamente, a energia reactiva indutiva e a energia reactiva capacitiva. 7 pico de arranque dos motores de indução pode atingir cerca de seis a sete vezes o valor da corrente nominal. 19

3. Legislação No caso de geradores assíncronos, o fornecimento de energia reactiva, nos períodos de cheia e ponta, deve ser assegurado pela instalação de baterias de condensadores, sendo esta possível de ser realizada em local apropriado da rede de distribuição, desde que o produtor suporte o respectivo custo e o distribuidor não invoque motivos de ordem técnica que inviabilizem a solução. 3.3.3 Protecções No que diz respeito a protecções, a lei contém apenas disposições de caracter geral, do tipo[14][5]: Os sistemas de protecção estarão equipados com protecções que assegurem a sua rápida desligação quando ocorrem defeitos. Se os sistemas de produção estiverem ligados a redes públicas em que se pratique o reengate automático, serão equipados com meios de desligação coordenados com os equipamentos de reengate de rede pública. Os sistemas de produção deverão ser equipados com protecções que os desliguem automaticamente da rede quando esta é desligada da rede primária, de modo a serem efectuadas com segurança as operações de inspecção, manutenção e reparação 8. 3.3.4 Regime de neutro O regime de neutro no sistema de produção deverá ser compatível com o regime de neutro existente na rede à qual fornece energia. Se a instalação produtora está ligada à rede de AT e MT, a ligação será feita obrigatoriamente por intermédio de um transformador com enrolamento em triângulo pelo que não haverá ligação do neutro à terra. No caso da instalação de PRE estar ligada à rede de BT, onde existe em regra um condutor de neutro, a ligação do neutro deverá efectuar-se ao neutro da rede. O dispositivo que interrompe a ligação entre o sistema de produção e a rede pública deverá interromper também a ligação dos neutros. 8 A religação, neste caso, só poderá ser feita, três minutos depois da reposição do serviço, depois de a tensão da rede ter atingido, pelo menos, 80% do seu valor nominal, e com intervalos de 15 segundos entre as ligações dos diferentes grupos geradores 20

4 Caso de Estudo Contents 4.1 Introdução....................................... 22 4.2 Rede de estudo.................................... 22 4.3 Ferramenta de simulação.............................. 24 4.4 Testes.......................................... 24 21

4. Caso de Estudo 4.1 Introdução Como é referido anteriormente em 1.2, para fazer a análise da adequação técnica da legislação à realidade actual da produção em regime especial, efectuaram-se testes numa rede com forte presença de PRE. Um trabalho desta natureza obriga a que a avaliação de certas opções e procedimentos de operação sejam efectuados sobre uma rede com características adequadas às situações a testar. Neste estudo optou-se por uma rede de distribuição de AT, de 60 kv, cujas características e forte penetração de PRE se consideraram relevantes para a sua utilização. Apesar dos procedimentos testados neste trabalho serem efectuados sobre esta rede em concreto, as soluções resultantes desses procedimentos são se admitir como válidas para outras redes. 4.2 Rede de estudo A rede objecto de estudo foi uma rede de AT de 60 kv, baseada numa rede [20] localizada no norte de Portugal, e o seu esquema simplificado pode ser observado na figura 4.1. A topologia de exploração e características desta rede foram baseadas a partir de elementos reais. Trata-se de uma rede com um ponto injector da Rede Nacional de Transporte (RNT), no nó SEA-220. As características das linhas, dos transformadores, dos barramentos e demais dados respeitantes à caracterização desta rede encontram-se no Anexo A. 5 MVA 8 MW 8 MVA 14 MW 8 MVA MH1-6! EOL1-30 MH2-6 EOL2-30 MH3-6 MH1-60 EOL1-60 MH2-60 MH3-60 EOL2-60 SEB SEE 5 MVA 10 MVA 12 MW MH4-6 MH5-6 EOL3-30 MH4-60 MH5-60 EOL3-60 SEA-60 SED SEC SEA-220 Figura 4.1: Rede de AT estudada. 22

4.2 Rede de estudo Na tabela 4.1, apresentam-se os números totais dos elementos da rede de AT estudada. Tabela 4.1: Dados da rede de AT analisada Barramentos Linhas Geradores Transformadores Cargas 22 13 8 9 5 Barramentos Os barramentos considerados correspondem a nós identificáveis na rede, associados a pontos injectores e subestações. Linhas As linhas consideradas correspondem a ramos de interligação entre subestações da rede AT, e entre as subestações da rede AT e as subestações das centrais. Geradores Os geradores ligados aos barramentos representam os produtores que a eles se encontram ligados. De notar que a potência de cada central mini-hídrica é a potência de um gerador apenas, enquanto que no caso das centrais eólicas estas são representadas por um gerador com potência equivalente á potência total instalada nessa mesma central. Apresenta-se na tabela 4.2, o número de geradores distribuídos pela rede, por tipo de fonte fonte primária. Em termos de representação, optou-se por adoptar a simbologia EOL para os produtores eólicos e MH para os produtores mini-hídricos. Tabela 4.2: Produção distribuída Produtor N. o Potência Mini-hídrica 36 MVA MH1 1 5 MH2 1 8 MH3 1 8 MH4 1 5 MH5 1 10 Eólica 34 MW EOL1 4 2 EOL2 7 2 EOL3 6 2 Transformadores No que diz respeito aos transformadores, considerou-se que o transformador de interligação com a subestação da RNT, está equipado com sistema de regulação automática de carga, que mantém a tensão no secundário dentro dos limites especificados por actuação nas tomadas do primário. 23

4. Caso de Estudo 4.3 Ferramenta de simulação A qualidade de um estudo baseado em simulações e as soluções que daí advêm, dependem em muito da qualidade dos modelos adoptados e da robustez da plataforma de simulação utilizada para o efeito. A rede objecto de estudo, descrita anteriormente, foi transportada para a plataforma de simulação Power System Analysis Toolbox (PSAT), tendo sido introduzidos todos os dados disponíveis e utilizando os modelos dos componentes disponíveis na biblioteca da plataforma. Este programa permite a concepção e análise de sistemas eléctricos de pequena e média dimensão e complexidade. O PSAT foi desenvolvido utilizando o programa Matlab, e explora de forma profunda os cálculos vectoriais e funções de matrizes esparsas, de modo a optimizar as suas performances. A descrição pormenorizada das ferramentas desta plataforma pode ser lida no Anexo B. 4.4 Testes De seguida descrevem-se os procedimentos efectuados para estudar os aspectos da legislação considerados relevantes. 4.4.1 Energia Reactiva 4.4.1.A Cenários de exploração Para a análise da rede em estudo, nomeadamente das consequências da produção de energia reactiva no vigente enquadramento legislativo, para diversos Nível de Penetração (NP) da PRE, foram considerados vários cenários de produção/consumo de forma a obter uma imagem o mais completa possível dessas consequências. Esta diversificação de cenários foi estabelecida com a preocupação de não descaracterizar a rede em estudo. No que diz respeito aos cenários de produção, a sua criação teve em conta os seguintes pressupostos: Sazonalidade da fonte primária, nomeadamente no que diz respeito às mini-hídricas, explicada pela consideração dos cenários extremos de regime hídrico de seco e húmido para Inverno e o cenário extremo de Verão. Diferentes níveis de produção eólica associados á possível intermitência do vento dentro de regimes idênticos ao da produção hídrica. Para uma melhor compreensão dos cenários descritos, apresentam-se na tabela 4.3 os valores considerados para o nível de produção 1 das centrais mini-hídricas e eólicas, nesses mesmos cenários. 1 Em percentagem da potência instalada. 24

4.4 Testes Tabela 4.3: Valores de produção nos vários cenários [%]. Inverno Verão Húmido Seco Ponta Vazio Ponta Vazio Ponta Vazio Hídrica 100 100 50 50 20 20 Eólica 60 60 60 60 30 30 Cenário de ponta Na construção deste cenário foram considerados consumos que resultam de uma aproximação aos consumos, numa hora de ponta, da rede real referida em [20] reflectindo assim, uma boa aproximação a um despacho real e portanto de maior valor para o estudo. Considerou-se um cenário de Inverno com tempo húmido e tempo seco, para caracterizar as variações de produção das unidades de geração baseadas no recurso renovável, e ainda um cenário de verão em que ambas as tecnologias de geração presentes 2 baixam consideravelmente a sua produção. Para o trânsito de potências foram introduzidas as potências activas e reactivas geradas. Os dados introduzidos para este cenário correspondem ao regime legal actual, ou seja, o regime de fornecimento de energia reactiva de, no mínimo, 40% da potência activa. Cenário de vazio A inclusão deste cenário visou analisar o comportamento da rede num regime de consumo reduzido 3, mas em que a produção descentralizada continua a ter valores expressivos. Embora o regime actual legal imponha que os produtores cumpram o requisito da não injecção de potência reactiva 4 nestas horas, considerou-se importante, em termos de comparação, incluir esta hipótese. 4.4.1.B Nível de Penetração O nível de penetração da PRE pode ser calculado como função da sua potência total instalada sobre a demanda total nas horas de ponta: NP (%) = P P RE 100 (4.1) PD Para efectuar a simulação de diferentes níveis de penetração da PRE na rede, foi utilizada a seguinte metodologia: Tomou-se como valor de referência de carga, para o cálculo do nível de penetração de referência 5, o valor acima mencionado nas hora de ponta, resultante da aproximação ao consumo da rede real. 2 Mini-hídrica e eólica 3 Considerou-se que o consumo seria 40% do valor da ponta. 4 tg(ϕ)=0 5 55% 25

4. Caso de Estudo Diminuiu-se o valor dessa carga de modo a resultarem níveis de penetração de 65%, 75% e 85%. Os diferentes NP, com os valores das respectivas cargas podem ser observados na tabela 4.4. Tabela 4.4: Valores de carga para diferentes níveis de penetração. Ponta Vazio NP[%] Subestação P [MW] Q[Mvar] P [MW] Q[Mvar] SEA-60 15 2,5 6 1 SEB 20 3,5 8 1,4 55 SEC 30 10 12 4 SED 22 4 8,8 1,6 SEE 40 7 16 2,8 TOTAL 127 27 50,8 10,8 SEA-60 12,7 2,1 5,1 0,8 SEB 16,9 3 6,8 1,2 65 SEC 25,4 8,5 10,2 3,4 SED 18,6 3,4 7,4 1,4 SEE 33,9 5,9 13,5 2,4 TOTAL 100 21,3 40 8,5 SEA-60 10,98 1,83 4,39 0,73 SEB 14,64 2,56 5,86 1,02 75 SEC 21,96 7,32 8,78 2,93 SED 16,10 2,93 6,44 1,17 SEE 29,28 5,12 11,71 2,05 TOTAL 92,96 19,76 37,18 7,91 SEA-60 9,70 1,62 3,88 0,65 SEB 12,93 2,26 5,17 0,91 85 SEC 19,40 6,47 7,76 2,59 SED 14,23 2,59 5,69 1,03 SEE 25,87 4,53 10,35 1,81 TOTAL 82,13 17,46 32,85 6,98 De referir que estes dados, em conjunto com os diferentes cenários de produção da PRE, permitiram definir cenários de exploração que foram introduzidos na plataforma de simulação 6. Da resolução dos trânsitos de potência obteve-se o perfil das tensões nos barramentos, e as perdas activas e reactivas, resultados estes que se mostram em 5. Depois de efectuadas as simulações anteriores, efectuou-se a simulação da situação em que a obrigação dos PRE de produzir energia reactiva nas horas de ponta, passava de 40% da energia activa para 20%. Os resultados desta simulação são os descritos e comentados em 5.3.4. 4.4.2 Outros aspectos técnicos A abordagem aos outros aspectos técnicos da legislação actual aplicada à produção em regime especial, foi feita de forma distinta. Optou-se por uma abordagem mais teórica e tentou- 6 PSAT 26

4.4 Testes se enquadrar matérias incluídas em bibliografia técnica já existente de forma a discutir sobre a adequação desses pontos da legislação, nomeadamente ligação de geradores (síncronos e assíncronos) e protecções. Essa discussão pode ser consultada na secção 5.5. 27

4. Caso de Estudo 28

5 Resultados Contents 5.1 Introdução....................................... 30 5.2 Referência....................................... 30 5.3 Impacte do nível de penetração........................... 31 5.4 Situação real...................................... 43 5.5 Outros aspectos técnicos.............................. 46 29

5. Resultados 5.1 Introdução Enquanto o capítulo anterior descrevia o caso de estudo, em que se apresentava as características da rede de estudo, os diferentes cenários e as opções tomadas nas simulações efectuadas nessa mesma rede, este capítulo trata da apresentação e discussão dos resultados obtidos nessas simulações.os gráficos presentados em gráfico, foram obtidos através da exportação dos resultados obtidos das simulações da plataforma de simulação para o programa Excel, como é referido e explicado em B.4 É demonstrada também neste capítulo uma situação real em que a diferenciação entre horas de ponta e vazio, para a produção de energia reactiva causa problemas na gestão da rede. Nesta secção contribuí-se ainda, tal como referido no final do capítulo anterior, com a discussão dos outros aspectos técnicos da legislação considerados importantes. 5.2 Referência Como foi dito no capítulo anterior considerou-se um NP das PRE de 55%, num cenário de Inverno húmido, como a situação de referência. O perfil da tensão obtido através do cálculo do power flow para a rede estudada, nesta situação de referência, é apresentado na figura 5.1 (barramentos das centrais de PRE) e na figura 5.2 (barramentos das subestações), para o período de ponta e vazio. PontaREF VazioREF 1.1 1.09 1.08 1.07 1.06 1.05 EOL1-60 EOL2-60 EOL3-60 MH1-60 MH2-60 MH3-60 MH4-60 MH5-60 Figura 5.1: Perfil de tensão nas centrais, na ponta e vazio. 30

5.3 Impacte do nível de penetração PontaREF VazioREF 1.08 1.07 1.06 1.05 1.04 1.03 SEA-60 SEB SEC SED SEE Figura 5.2: Perfil de tensão nas subestações, no período de ponta e vazio. O valor elevado das tensões observadas tem a ver directamente com o facto de se ter escolhido uma tensão de referência elevada para o nó de balanço (injector da RNT). De referir que as tensões são, de um modo geral, mais elevadas nos barramentos das centrais de PRE, e em especial nas horas de ponta. Esta situação resulta da imposição legal aos PRE de produção de energia reactiva correspondente a tg(ϕ)=0,4, no período fora de vazio. 5.3 Impacte do nível de penetração Nesta secção mostram-se os resultados das simulações dos diferentes cenários de exploração e de níveis de penetração considerados. Devido á dimensão dos resultados, optou-se por apresentar resultados apenas para a média dos valores da tensão nos barramentos. 5.3.1 Perfil de tensão 5.3.1.A Inverno húmido Na figura 5.3 e figura 5.4, pode-se observar o perfil da tensão para os diferentes níveis de penetração de PRE para o cenário de Inverno húmido, nos barramentos das centrais PRE e das subestações, respectivamente. Na figura 5.3 e 5.4, pode-se observar uma relação directa entre o aumento dos níveis de tensão e o aumento do nível de penetração da PRE. Esse subida da tensão acontece quer para as horas de ponta, quer para as horas de vazio, mas é percentualmente mais elevado nas horas 31

5. Resultados 1.1 Tensão (pu) 1.09 1.08 1.07 1.06 Ponta Vazio 1.05 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.3: Perfil de tensão nos barramentos das centrais, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno húmido. de ponta, como se observada pelo declive da recta a azul, chegando mesmo a ultrapassar os valores os valores em vazio para NP superiores a 80%. 1.09 1.08 Tensão (pu) 1.07 1.06 Ponta Vazio 1.05 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.4: Perfil de tensão nos barramentos das subestações, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno húmido. 5.3.1.B Inverno seco O perfil da tensão para os diferentes NP de PRE para o cenário de Inverno seco, nos barramentos das centrais PRE e das subestações, pode ver visto na figura 5.5 e figura 5.6, respectivamente. Na figura 5.5 e 5.6, observa-se uma taxa de crescimento em tudo idêntica à verificada para o cenário de produção em Inverno húmido. Neste caso, como existe uma maior diferença entre 32

5.3 Impacte do nível de penetração 1.1 1.09 Tensão (pu) 1.08 1.07 1.06 Ponta Vazio 1.05 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.5: Perfil de tensão nos barramentos das centrais, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno seco. a carga e a geração local, o valor da tensão em vazio é ligeiramente superior, razão pela qual a recta que representa o perfil da tensão nas horas de ponta nunca cruza a recta das horas vazio, como acontecia no cenário de produção em Inverno húmido. 1.1 1.09 Tensão (pu) 1.08 1.07 1.06 Ponta Vazio 1.05 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.6: Perfil de tensão nos barramentos das subestações, para período de ponta e vazio, no cenário de Inverno seco. 5.3.1.C Verão O perfil da tensão para os diferentes níveis de penetração de PRE para o cenário de Verão, nos barramentos das centrais PRE e das subestações, pode ver visto na figura 5.7 e figura 5.8, respectivamente. 33

5. Resultados 1.1 Tensão (pu) 1.08 1.06 Ponta Vazio 1.04 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.7: Perfil de tensão nos barramentos das centrais, para período de ponta e vazio, no cenário de Verão. A semelhança do observado para os cenários de Inverno húmido e seco, observa-se também num cenário de Verão, onde a produção renovável considerada reduz a sua produção significativamente, que a influência do NP para o perfil da tensão é directamente proporcional, ou seja, à medida que o nível de penetração da PRE aumenta, aumenta também a tensão nos barramentos das centrais e das subestações. A diferença neste caso está na diferença entre os valores nas rectas de vazio e cheia. Neste caso estes valores diferem entre si cerca 5%, enquanto que para os casos de Inverno húmido e Inverno seco esta diferença se situava aproximadamente nos 2% e 3%, respectivamente. 1.1 Tensão (pu) 1.08 1.06 Ponta Vazio 1.04 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.8: Perfil de tensão nos barramentos das subestações, para período de ponta e vazio, no cenário de Verão. 34

5.3 Impacte do nível de penetração 5.3.2 Perdas activas Nesta secção apresentam-se as figuras com as variações das perdas de energia activa para diferentes níveis de penetração da PRE, nos cenários considerados. 5.3.2.A Inverno húmido 1,1 0,9 Ponta Vazio P (MW) 0,7 0,5 0,3 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.9: Variação das perdas activas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido. 5.3.2.B Inverno seco 1,6 1,2 Ponta Vazio P (MW) 0,8 0,4 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.10: Variação das perdas activas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco 35

5. Resultados 5.3.2.C Verão 2 1,6 Ponta Vazio P (MW) 1,2 0,8 0,4 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.11: Variação das perdas activas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Verão. Pela observação das figuras 5.9, 5.10 e 5.11 nota-se a relação directa entre a redução das perdas activas e o aumento do nível de penetração. Esta redução é mais acentuada para períodos de ponta, já que com o aumento do nível de penetração existe uma maior satisfação do consumo com produção local. Nota-se ainda que as perdas são ligeiramente superiores para o cenário de Verão, em que há uma redução substancial da produção das PRE consideradas. 5.3.3 Perdas reactivas A evolução das perdas de energia reactiva para diferentes níveis de penetração da PRE, nos cenários considerados, é apresentada de seguida. 36

5.3 Impacte do nível de penetração 5.3.3.A Inverno húmido Q (Mvar) 7 6 5 4 3 2 1 Ponta Vazio 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.12: Variação das perdas reactivas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido. 5.3.3.B Inverno seco Q (Mvar) 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 55 65 75 85 NP (%) Ponta Vazio Figura 5.13: Variação das perdas reactivas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco. 37

5. Resultados 5.3.3.C Verão Q (Mvar) 14 12 10 8 6 4 2 Ponta Vazio 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.14: Variação das perdas reactivas para período de ponta e vazio em função do nível de penetração, no cenário de Verão. Á semelhança do que se verificou para as perdas activas, também as perdas reactivas diminuem à medida que o nível de penetração da PRE aumenta. De salientar que as perdas reactivas são superiores às perdas activas, chegando a atingir 12 Mvar, num cenário de Verão, num período de ponta, em que existe uma diferença significativa entre a produção total de potência reactiva e a carga total da rede considerada. 5.3.4 Redução da potência reactiva produzida Nesta secção simula-se a situação em que a obrigação dos produtores em regime especial de produzir energia reactiva nas horas fora de vazio é de 20% da energia activa (tgϕ=0,2). 5.3.4.A Perfil da tensão O perfil da média da tensão das subestações, para diferentes níveis de penetração, com dois valores de tg(ϕ) (0,2 e 0,4), pode ser visto de seguida. 38

5.3 Impacte do nível de penetração Inverno húmido 1,09 1,08 Tensão (pu) 1,07 1,06 1,05 0,4 1,04 0,2 1,03 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.15: Perfil da tensão no cenário de Inverno húmido, com tg(ϕ)=0,2 e tg(ϕ)=0,4. Inverno seco 1.09 1.08 Tensão (pu) 1.07 1.06 1.05 0,4 0,2 1.04 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.16: Perfil da tensão no cenário de Inverno seco, com tg(ϕ)=0,2 e tg(ϕ)=0,4. 39

5. Resultados Verão 1.09 1.08 Tensão (pu) 1.07 1.06 1.05 1.04 55 65 75 85 NP (%) 0,4 0,2 Figura 5.17: Perfil da tensão no cenário de Verão, com tg(ϕ)=0,2 e tg(ϕ)=0,4. Pela observação das figuras anteriores, verifica-se que o nível da tensão nas subestações para um valor de tg(ϕ) =0,2 é menor do que para uma tg(ϕ)=0,4, devendo-se isto á diminuição da potência reactiva local produzida pelas centrais de PRE. A taxa de crescimento é de um modo geral a mesma para os dois valores de tg(ϕ). 5.3.4.B Perdas activas Nesta secção apresentam-se as figuras com as variações das perdas de energia activa para diferentes níveis de penetração da PRE, nos cenários considerados. Inverno húmido 1,1 0,9 0,4 0,2 P (MW) 0,7 0,5 0,3 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.18: Variação das perdas activas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido. 40

5.3 Impacte do nível de penetração Inverno seco 1,6 1,2 0,4 0,2 P (MW) 0,8 0,4 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.19: Variação das perdas activas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco Verão 2 1,6 0,4 0,2 P (MW) 1,2 0,8 0,4 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.20: Variação das perdas activas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Verão. Os resultados anteriores mostram que as perdas activas não aumenta de forma significativa para o caso da tg(ϕ)=0,2 em relação ao definido actualmente pela legislação 1, não chegando a atingir 1 MW de diferença, para os diferentes níveis de penetração. 1 tg(ϕ)=0,4 41

5. Resultados 5.3.4.C Perdas reactivas A evolução das perdas de energia reactiva para diferentes níveis de penetração da PRE, nos cenários considerados, é apresentada de seguida. Inverno húmido Q (Mvar) 7 6 5 4 3 2 1 0,4 0,2 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.21: Variação das perdas reactivas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno húmido. Inverno seco 9 0,4 0,2 Q (Mvar) 6 3 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.22: Variação das perdas reactivas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Inverno seco. 42

5.4 Situação real Verão Q (Mvar) 14 12 10 8 6 4 2 0,4 0,2 0 55 65 75 85 NP (%) Figura 5.23: Variação das perdas reactivas para tg(ϕ)=0,4 e tg(ϕ)=0,2, em função do nível de penetração, no cenário de Verão. À imagem do que foi verificado para as perdas activas, também as perdas reactivas não aumenta de forma significativa para o caso da tg(ϕ)=0,2 em relação ao definido actualmente pela legislação 2, chegando a atingir, no máximo, cerca de 1 Mvar de diferença. Como foi possível verificar, quer para o caso das perdas activas, quer para o caso das perdas reactivas, existe um ligeiro aumento das perdas para a situação da tg(ϕ)=0,2 em relação à situação da tg(ϕ)=0,4. Seria de esperar o contrário, uma que diminui a produção de energia reactiva. Mas este fenómeno pode ser explicado pelo facto de que se a produção local de energia reactiva diminui, mais energia reactiva é solicitada ao ponto injector da RNT para compensar as cargas locais, levando assim a um maior trânsito de potência desde o ponto injector até às cargas, e por conseguinte de um aumento das perdas totais na rede. 5.4 Situação real Nesta secção mostra-se uma situação real, baseada nos relatórios de exploração da Redes Energéticas Nacionais (REN), em que se expõe o que se passa quando termina o período de vazio (08.00) e os PRE 3 começam a injectar potência reactiva, e também quando se inicia o período de vazio (22.00) e os PRE deixam de injectar reactiva. A figura 5.24, mostra a evolução das tensões nos 400 kv na SLV, SRA, SAM, SFA, e na SFR 4, no dia 23 de Março de 2008. 2 tg(ϕ)=0,4 3 Neste caso, apenas os produtores eólicos foram considerados. 4 Subestação de Lavos, Subestação de Riba D Ave, Subestação de Alto de Mira, Subestação de Ferreira do Alentejo e Subestação de Falagueira, respectivamente 43

5. Resultados Figura 5.24: Evolução das tensões, nas subestações. Como é possível verificar a tensão subiu rapidamente para valores preocupantes 5. Na origem desta subida esteve um forte incremento da injecção de reactiva por parte dos PRE, (figura 5.25) que de acordo com a regulamentação vigente, alteraram a tg(ϕ) de 0 para 0,4 às 8.00 num Domingo, onde a evolução do consumo (figura 5.26) e o saldo na interligação (figura 5.27 ), fizeram que houvesse pouca margem de regulação de reactiva (poucos minutos após as 08.00 a geração ordinária ligada à rede limitava-se a dois geradores na central de SInes, um na central do Ribatejo, e uma bomba na central do Torrão). Figura 5.25: Potência reactiva gerada pelos parques telemedidos pela REN durante o dia 23 de Março de 2008. 5 O valor máximo da tensão suportada pelo equipamento em regime permanente é 420 kv. 44

5.4 Situação real Figura 5.26: Diagrama de carga no dia 23 de Março de 2008 [21]. Figura 5.27: Saldo de Interligação durante o dia 23 de Março de 2008 [21]. Esta situação requereu a intervenção do gestor da rede que para controlar a tensão, teve de desligar as seguintes linhas: Das 07.15 às 09.49 e das 17.29 às 19.03 a LALRA1 6. Das 07.17 às 09.56 e das 17.30 às 19.03 a LRARR1 7. Das 07.18 às 09.58 a LRRLV 8. Das 07.20 às 11.11 a LRMAM 9. 6 Alto Lindoso - Riba D Ave 1 7 Riba D Ave - Recarei 1 8 Recarei - Lavos 9 Rio Maior - Alto De Mira 45