Grid Code for Isolated Systems Rectificações Finais · À REN por me ter proporcionado todas as...

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

i

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

ii

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

iii

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

iv

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

v

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

vi

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

vii

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

viii

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

ix

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 Fase C: Conclusões para a aplicação de um código de rede numa rede eléctrica isolada .. 3

2 Análise dos códigos de rede......................................................................................... 4

2.1 Introdução ...................................................................................................................... 4

2.2 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

x

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 3.3.1 Introdução ..................................................................................................................................... 29 3.3.2 Análise dos resultados ................................................................................................................... 29

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

xi

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 Ligação dos geradores eólicos à rede ............................................................................ 69 5.2.1 Capacidade de suportar cavas de tensão na sequência de defeitos na rede ................................ 69 5.2.2 Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão .................................................... 69 5.2.3 Resposta a variações de frequência .............................................................................................. 70 5.2.4 Resposta a variações de tensão .................................................................................................... 70

5.3 Outras considerações .................................................................................................... 70

6 Bibliografia ............................................................................................................... 71

7 Anexo(s) .................................................................................................................... 73

8 Apêndice(s) ............................................................................................................... 73

1

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)

2

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)

3

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.

4

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.

5

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 Despacho nº 10315/2000, de 3 de Maio 4 Despacho nº 13615/1999, de 24 de Junho

6

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.

5Na Alta Tensão (AT) a tensão entre fases tem valor eficaz superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV. 6Na Muito Alta Tensão (MAT) a tensão entre fases tem valor eficaz superior a 110 kV 7ORT é o operador da rede nacional de transporte em MAT

7

(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

defeito e na fase de recuperação da tensão:

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

U/U

nominal [p

u]

tempo [s]

8

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

a detecção da cava de tensão.

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

I reactiv

a/I npré‐defeito [%

]

U/Unominal [pu]

9

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

10

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

11

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.

12

(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.

13

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:



capacidade nominal;



Verão e 30 % no Inverno.

14

(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 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, 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

15

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.

16

(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.

17

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

18

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)

19

(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

frequência desce abaixo de 47,5 Hz

47,0 Hz – 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

20

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

21

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 Intervalo das tensões de alimentação da rede

(kV) (p.u.)

Portugal Continental: RRT U = ± 5 % U

400 kV: 380 ‐ 420220 kV: 209 ‐ 231

150 kV: 142,5 ‐ 157,5 63 kV: 59,85 ‐ 66,15

0,95 – 1,05

Ilha da Madeira: Manual do SEPM U = ± 10 % U

60 kV: 54 – 6630 kV: 27 – 33

0,90 – 1,10

Espanha peninsular: P.O.1.4. da REE 400 kV: 390 – 420220 kV: 205 – 245

400 kV: 0,98 – 1,05220 kV: 0,93 – 1,11

SEIE de Espanha: P.O.1. para SEIE 220 kV: 210 – 245132 kV: 125 – 145 66 kV: 62 – 72

220 kV: 0,96 – 1,11132 kV: 0,95 – 1,10 66 kV: 0,94 – 1,09

Irlanda: WF1/WFPS1 U = ± 10 % U

400 kV: 360 ‐ 440220 kV: 198 ‐ 242 110 kV: 99 ‐ 121

400 kV: 0,90 – 1,10220 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

Portugal Continental: RRT 49,5 – 50,5Ilha da Madeira: Manual do SEPM 49,5 – 50,5

Espanha peninsular: P.O.1.4. da REE 49,85 ‐ 50,15

SEIE de Espanha: P.O.1. para SEIE 49,85 ‐ 50,15

t < 5 min: 49,75 – 50,25

Irlanda: WF1/WFPS1 49,5 – 50,5

t < 60 min: 47,5 – 52,0 Tabela 2.4 – Variação da frequência em condições normais de exploração

22

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.)

Frequência(Hz)

Sobrecarganas linhas (%)

Sobrecarga nos Transformadores (%)

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

49,5 – 50,5

t < 20 min

Inverno: 15 Intermédia: 15

Verão: 15

t < 20 min


Verão: 10

20 min < t < 2 h


Verão: 5

Ilha da Madeira: Manual do SEPM

0,90 – 1,10 49,5 – 50,5 t < 20 min: 20 t < 10 min: 30

t < 2h

Inverno: 20 Verão: 10

Espanha peninsular: P.O.1.1. da REE

400 kV: 0,95 – 1,09 220 kV: 0,93 – 1,11

49,85 ‐ 50,15 t < 20min: 15 Inverno: 10

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

t < 20min: 15

t < 20 min


Verão: 15

20 min < t < 8 h


Verão: 5

Irlanda: WF1/WFPS1

400 kV: 0,88 – 1,05 220 kV: 0,91 – 1,11 110 kV: 0,90 – 1,12

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.

23

(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.)

Frequência(Hz)

Sobrecarganas linhas (%)

Sobrecarga nos Transformadores (%)


400 kV: 0,90 – 1,05 220 kV: 0,90 – 1,11 150 kV: 0,90 – 1,10 63 kV: 0,94 – 1,05

49,5 – 50,5

t < 20 min


Verão: 15

t < 20 min


Verão: 10

20 min < t < 2 h


Verão: 5


0,90 – 1,10 49,5 – 50,5

(a) t < 20 min: 30 (b) t < 20 min: 20(b) t < 10 min: 30

t < 2h (a) Inverno: 30 (a) Verão: 10

t < 2h (b) Inverno: 20 (b) Verão: 10


400 kV: 0,94 – 1,09 220 kV: 0,91 – 1,11

49,85 ‐ 50,15 15 Inverno: 20

Intermédia: 15 Verão: 10

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

t < 20min: 15

t < 20 min


Verão: 15

20 min < t < 8 h


Verão: 5

Irlanda: WF1/WFPS1

400 kV: 0,88 – 1,05 220 kV: 0,91 – 1,11 110 kV: 0,90 – 1,12

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.

24

Código de rede em análise Curva da cava de tensão exigida aos geradores eólicos

Portugal Continental: RRT Valor mínimo tensão (Umin): 0,2 p.u.

Duração com Umin: 0,5 s


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.


Canárias: P.O.12.2. para SEIE Valor mínimo tensão (Umin): 0 p.u.


Irlanda: WF1/WFPS1 Valor mínimo tensão (Umin): 0,15 p.u.


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.

U/U

nominal [p

u]

tempo [s]

25

Código de rede em análise Curva de fornecimento de reactiva à rede pelos geradores eólicos

durante as cavas de tensão


Ilha da Madeira: Manual do SEPM Curva não especificada


SEIE de Espanha: P.O. para SEIE Curva não especificada

Irlanda: WF1/WFPS1 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 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.

Ilha da Madeira: Manual do SEPM Não especificadoEspanha peninsular: P.O. da REE Ver Nota

Canárias: P.O. para SEIE ‐

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

I reactiva/I

npré‐defeito [%

]

U/Unominal [pu]

26

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 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

Ilha da Madeira: Manual do SEPM Não especificadoEspanha peninsular: P.O. da REE Ver Nota

Canárias: P.O. para SEIE ‐

Irlanda: WF1/WFPS1 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.

27

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.

28

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]

29

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

30

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

31

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.

32

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


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.

33



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 %;

34

• 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.

35

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

36

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.

37

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

38

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

Barramentos cujos valores de tensão estão fora dos limites estabelecidos no RRT

Valor extremo da tensão (p.u.)

Linha 60 kV da SE Caniçal para a C. Térmica do Caniçal

(CNL6‐CTC6)

SE Caniçal, 6,6 kV (CNL6.6) 0,9255SE Machico, 6,6 kV (MCH6.6) 0,9286

SE Santo da Serra, 6,6 kV (SSR6.6) 0,9433 SE Santana, 6,6 kV (STA6.6) 0,9433

SE S. Roque do Faial, 30 kV (LDF3) 0,9348 SE Santana, 30 kV (STA3) 0,927SE Caniçal, 60 kV (CNL6) 0,9011SE Machico, 60 kV (MCH6) 0,9028

Transformador 60/11 kV da C. Térmica do Caniçal – Defeito nos 60 KV

(CTC6‐GRCTC)


SE Santo da Serra, 6,6 kV (SSR6.6) 0,9433SE Santana, 6,6 kV (STA6.6) 0,9493

SE S. Roque do Faial, 30 kV (LDF3) 0,9348 SE Santana, 30 kV (STA3) 0,927SE Caniçal, 60 kV (CNL6) 0,9011

C. Térmica do Caniçal, 60 kV (CTC6) 0,9011SE Machico, 60 kV (MCH6) 0,9028

Transformador 60/11 kV da C. Térmica do Caniçal – Defeito nos 11 KV

(GRCTC‐CTC6)


SE Santo da Serra, 6,6 kV (SSR6.6) 0,9428SE Santana, 6,6 kV (STA6.6) 0,9488

SE S. Roque do Faial, 30 kV (LDF3) 0,9343 SE Santana, 30 kV (STA3) 0,9265SE Caniçal, 60 kV (CNL6) 0,9006

C. Térmica do Caniçal, 60 kV (CTC6) 0,9006

SE Machico, 60 kV (MCH6) 0,9023 SE Palheiro Ferreiro, 60 kV (PFE6) 0,9498

Transformador 30/60 kV da SE Pedra Mole – Defeito nos 30 kV

(PML3‐PML6)

SE Ponta Delgada, 6,6 kV (PDG6.6) 0,9444 C. Hídrica Serra d’Água (SDA6.6) 0,9392

SE Ponta do Pargo, 6,6 kV (PDP6.6) 0,9484 1º Transformador 6,6/60 kV

da SE Machico – Defeito nos 6,6 kV (MCH6.6‐MCH6)

SE Machico, 6,6 kV (MCH6.6) 0,9446

Linha 60 kV da SE Machico para a SE Palheiro Ferreiro

(MCH6‐PFE6) SE Machico, 60 kV (MCH6) 0,9474

Transformador 60/6,6 kV do Grupo 20 da C. Térmica de Vitoria – Defeito nos 60 kV

(VTO6‐G20CTV) 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

39

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

40

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

Ramo em Sobrecarga Sobrecarga

(%) 1º Transformador 6,6/60 kV

da SE Machico – Defeito nos 6,6 kV (MCH6.6‐MCH6)

2º Transformador 6,6/60 kV da SE Machico

(MCH6.6‐MCH6_2) 40,4 %

1º Transformador 60/6,6 kV da SE Machico – Defeito nos 60 kV

(MCH6‐MCH6.6)

2º Transformador 60/6,6 kV da SE Machico

(MCH6.6‐MCH6_2) 34,1 %

Tabela 3.2 – Regime Transitório: situações de defeitos que provocam sobrecargas temporárias nas linhas e nos transformadores: Cenário PV

41

Identificação do ramo onde foi provocado o defeito simétrico trifásico (cont.)

Ramo em Sobrecarga Sobrecarga

(%) 2º Transformador 30/60 kV

da SE Machico (MCH3‐MCH6_2)

1º Transformador 30/60 kV da SE Machico

(MCH3‐MCH6) 17,7 %

1º/2º Transformador 60/6,6 kV na SE Caniçal (CNL6‐CNL6.6)

2º/1º Transformador 6,6/60 kV da SE Caniçal

(CNL6.6‐CNL6) 12,4 %

Linha 60 kV da SE Caniçal para a C. Térmica do Caniçal

(CNL6‐CTC6)

Transformador 6,6/60 kV do Grupo 20 da C. Térmica Vitória (G20CTV‐VTO6)

0,5 %

Transformador 60/11 kV da C. Térmica do Caniçal

(CTC6‐GRCTC)

Transformador 6,6/60 kV do Grupo 20 da C. Térmica Vitória (G20CTV‐VTO6)

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

42

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

43

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.

44

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

45

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.

46

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

47

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

48

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.

49

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

50

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

51

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

52

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

53

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.

54

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

55

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.

56

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

57

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.

58

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 aumenta, chegando mesmo a ultrapassar os

200 % no caso do NPE5.

59

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%.

60

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.

61

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

62

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.

63

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;

64

• 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

65

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

66

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.

67

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).

68

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





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):



capacidade nominal ou até 30 % eliminada rapidamente (duração inferior ou igual a dez

minutos);


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





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).

69

No caso da falha de linhas de duplo circuito, considera‐se:



capacidade nominal;



Verão e 30 % no Inverno.

Se for a falha do maior grupo gerador de serviço, considera‐se:


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, 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

70

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;

71

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;


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;


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;

72

[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.

73

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

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]

PE1 Parque Eólico ENEREEM_Actual

PE2 Parque Eólico PERFORM_Paúl da Serra

PE3 Parque Eólico ENERGÓLICA_Paúl da Serra

PE4 Parque Eólico ENERGÓLICA_Caniçal

NPE2 Parque Eólico PERFORM_Paúl da Serra (novos)

NPE5 Parque Eólico Quinta do Lorde

NPE6 Parque Eólico ENEREEM_PE1



CAV Central Hídrica Calheta

CTI Central Hídrica Calheta de Inverno

FDN Central Hídrica Fajã da Nogueira

FDP Central Hídrica Fajã de Padres

LBR Central Hídrica Lombo do Brasil

SCR Central Hídrica Socorridos

DAS Central Hídrica Serra d'Agua

STQ Central Hídrica Santa Quitéria

RDJ Central Hídrica Ribeira da Janela

TER Central Hídrica Terça

CTC Central Térmica Caniçal

CTV Central Térmica Vitória

MSR Central Térmica Meia Serra

ALE Subestação Alegria

AMP Subestação Amparo

CAN Subestação Caniço

CGR Subestação Cabo Girão

CNL Subestação Caniçal

CTS Subestação Calheta

FCH Subestação Funchal

FNT Subestação Fontes

LDF Subestação S. Roque do Faial

LDM Subestação Lombo do Meio

LIV Subestação Livramento

MCH Subestação Machico

PDG Subestação Ponta Delgada

PFE Subestação Palheiro Ferreiro

PVM Subestação Ponte Vermelha

SJO Subestação S. João

SSR Subestação Santo da Serra

STA Subestação Santana

STQ Subestação Santa Quitéria

SVC Subestação S. Vicente

PDP Subestação Ponta do Pargo

POI Subestação Poiso

VIT Subestação Vitória

VIV Subestação Viveiros

VTS Subestação Virtudes

PML Subestação Pedra Mole

BDC Posto de Seccionamento Bica da Cana

LDV Posto de Seccionamento Lombo da Velha

AEP Posto de Seccionamento Aeroporto

LOI Posto de Seccionamento Loiral

PED Posto de Seccionamento Pedra

Centrais

Subestações/Postos de Seccionamento

Siglas e Abreviaturas das instalações do SEPM

ANEXO (3) Regime transitório: lista das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão e resumo dos resultados obtidos

Nome Numero BUS Valor (pu) BUS Valor (pu) Ramo RATING A RATING B RATING C BUSValor extremo

f (Hz)

Instante

t (s)Nº PE

Instante

t (s)BUS t (s) f (Hz)

GRTER 0,5292 GRTER 0,5292 GRTER-TER6.6 509,2

ALE6.6 0,6617 ALE6.6 0,6617 ALE6.6-TER6.6 174,8 174,8 174,8

TER6.6 0,6366 TER6.6 0,6366

ALE6-VIV6 16001-16013 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

ALE6-VTO6 16001-16014 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

GRTER 0,662 GRTER 0,662 GRTER-TER6.6 490,5 NPE2 0

TER6.6 0,7534 TER6.6 0,7534 ALE6.6-TER6.6 168,4 168,4 168,4 NPE5 0

ALE6.6 0,7372 ALE6.6 0,7372 NPE7 0

NPE7 0

NPE8 0

CNL6.6 0,9255 MCH3 49,3402 3,9499

MCH6.6 0,9286 FCH3 49,33965 4,1499

SSR6.6 0,9433 CTA3 49,3392 3,8499

STA6.6 0,9493 SSR3 49,3402 3,9499

LDF3 0,9348 SVC3 49,34 3,8499

STA3 0,927

CNL6 0,9011

MCH6 0,9028

CNL6.6-CNL6 10608-16005 Transformador CNL6.6-CNL6_2 112,4 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CNL6.6-CNL6_2 10608-16005 Transformador CNL6.6-CNL6 112,4 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH3 49,42715 4,1499 NPE6 0,141 NPE6 0,1259 0,35

FCH3 49,42605 4,3499 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

CTA3 49,4289 4,5499

SSR3 49,42715 4,1499

SVC3 49,4287 4,5499

MCH3 49,42715 4,1499 NPE6 0,141 NPE6 0,1259 0,35

FCH3 49,42605 4,3499 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

CTA3 49,4289 4,5499

SSR3 49,42715 4,1499

SVC3 49,4287 4,5499

CTA6-CTA3 16006-13015 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CTA6-CTA3_2 16006-13015 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CTA6-LDM6 16006-16003 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CTA6-VTO6 16006-16014 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CNL6.6 0,9255 MCH3 49,34175 3,9499

MCH6,6 0,9286 FCH3 49,3413 4,1499

SSR6.6 0,9433 CTA3 49,3408 3,8499

STA6.6 0,9493 SSR3 49,34175 3,9499

LDF3 0,9348 SVC3 49,34155 3,8499

STA3 0,927

CNL6 0,9011

MCH6 0,9028

CNL6.6 0,9255 MCH3 49,34175 3,9499

MCH6.6 0,9286 FCH3 49,3413 4,1499

SSR6.6 0,9433 CTA3 49,3408 3,8499

STA6.6 0,9493 SSR3 49,34175 3,9499

LDF3 0,9348 SVC3 49,34155 3,8499

STA3 0,927

CNL6 0,9011

CTC6 0,9011

MCH6 0,9028

G16CTV-VTO6 10601-16014 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT




CNL6.6 0,925

MCH6.6 0,9281

SSR6.6 0,9428

STA6.6 0,9488

LDF3 0,9343

STA3 0,9265

CNL6 0,9006

CTC6 0,9006

MCH6 0,9023

PFE6 0,9498

GRSCR-SCR6 10639-16011 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

LDM6-CTA6 16003-16006 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

LDM6-LDM6.6 16003-10641 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

LDM6-PML6 16003-16002 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

LDM6.6-LDM6 10641-16003 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH3-MCH6 13027-16008 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH3-MCH6_2 13027-16008 Transformador MCH3-MCH6 117,7 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-CNL6 16008-16005 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-CNL6_2 16008-16005 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-MCH3 16008-13027 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-MCH3_2 16008-13027 Transformador MCH3-MCH6 117,7 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-MCH6.6 16008-10643 Transformador MCH6.6-MCH6_2 134,1 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-MCH6.6_2 16008-10643 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-PFE6 16008-16009 Linha MCH6 0,9474 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6.6-MCH6 10643-16008 Transformador MCH6.6 0,9446 MCH6.6-MCH6_2 140,4 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6.6-MCH6_2 10643-16008 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE3-PFE6 13032-16009 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE3-PFE6_2 13032-16009 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

MCH3 50,64235 0,35

SSR3 50,6414 0,35

PFE6.6-PFE6 10646-16009 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE6.6-PFE6_2 10646-16009 Transformador 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

PDP6.6 0,9484 NPE7 0,263 NPE7 0,1274 0,35

NPE8 0,263 NPE8 0,1274 0,35

PML6-LDM6 16002-16003 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PML6-PML3 16002-13071 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PML6-VTO6 16002-16014 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SCR6-GRSCR 16011-10639 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SCR6-VTO6 16011-16014 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SJO6-SJO6.6 16012-10652 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SJO6-SJO6.6_2 16012-10652 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SJO6-VIV6 16012-16013 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SJO6-VTO6 16012-16014 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SJO6.6-SJO6 10652-16012 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

SJO6.6-SJO6_2 10652-16012 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6-ALE6 16013-16001 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6-PFE6 16013-16009 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6-SJO6 16013-16012 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6-VIV6.6 16013-10658 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6-VIV6.6_2 16013-10658 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6.6-VIV6 10658-16013 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VIV6.6-VIV6_2 10658-16013 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VTO3TR1-VTO6 13055-16014 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT



MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

MCH3 50,5478 0,35

SSR3 50,54675 0,35

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo

Funcionamento da rede Ligação dos geradores eólicos

Regime Transitório (rede eléctrica da Madeira: Muita Eólica): Cenário Ponta de Verão

VTO6-VTO3TR1

NPE´s fora de serviço

Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTVTO6-VTO3TR3 16014-13057 Transformador

Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE6-VIV6 16009-16013 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE6-VTO6 16009-16014 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

Linha

PFE6-PFE6.6_2 16009-10646

Linha


Potênca activa e reactiva nula. Os NPE estão desligados



CTA3-CTA6 13015-16006 Transformador

CTA3-CTA6_2 13015-16006 Transformador




VTO6-G20CTV 16014-10665 Transformador G20CTV 1,0503

16009-13032 Transformador

PFE6-PFE6.6

PFE6-PFE3_2

Transformador

Transformador

16009-10646

PFE6-MCH6 16009-16008 Linha

G20CTV-VTO6 100,5

MCH6 0,9474

G20CTV-VTO6

100,5

100,5

G20CTV-VTO6

G20CTV


CTC6-CNL6

CNL6-CTC6

Desvios frequência dos geradores

eólicos no RRT [47,5-51,5]Sobrecarga nos ramos (%)

Desvios frequência da rede do SEPM

[49,5-50,5]

Limites de Tensão do

RRT [0.95-1.05]


SEPM [0.90-1.10] Cumprimento da curva

do FRT do RRTCumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT







PML3-PML6 13071-16002 Transformador

GRCTC-CTC6 11100-16007 Transformador


Linha


100,4

16005-16007 Linha

ALE6-ALE6.6 16001-10603 Transformador

ALE6.6-ALE6 10603-16001 Transformador

16007-16005

VTO6-ALE6 16014-16001 Linha

PFE6-PFE3

CTC6-GRCTC



VTO6-CTA6 16014-16006 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VTO6-G16CTV 16014-10601 Transformador



VTO6-G17CTV 16014-10666 Transformador

VTO6-G18CTV




VTO6-PFE6 16014-16009 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VTO6-PML6 16014-16002 Linha


VTO6-SJO6 16014-16012 Linha

VTO6-SCR6 16014-16011 Linha


VTO6-VTO3TR2 16014-13056 Transformador




CNL6-CNL6.6

CNL6-CNL6.6_2

CNL6-MCH6_2 16005-16008 Linha

CNL6.6-CNL6 112,4






CNL6.6-CNL6 112,4

CNL6-MCH6 16005-16008 Linha

ANEXO (4) Regime transitório: lista das simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico e resumo dos resultados obtidos

Nome Numero BUS Valor (pu) BUS Valor (pu) Ramo RATING A RATING B RATING C BUSValor extremo f

(Hz)

Instante t

(s)Nº PE Instante t (s) BUS t (s) f (Hz)

GRTER 0,5561 GRTER 0,5561 GRTER-TER6.6 131,6 MCH3 49,48045 3,5499

ALE6.6 0,6685 ALE6.6 0,6685 FCH3 49,47975 3,5499

TER6.6 0,6325 TER6.6 0,6325 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


TER6.6 0,4813 TER6.6 0,4813

ALE6.6 0,577 ALE6.6 0,577

CNL6-CNL6.6 16005-10608 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CNL6-CNL6.6_2 16005-10608 Transformador

MCH3 49,34135 3,15

FCH3 49,3418 3,15

CTA3 49,34145 3,15

SSR3 49,34135 3,15

SVC3 49,3419 3,15

CNL6-MCH6 16005-16008 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CNL6-MCH6_2 16005-16008 Linha

CNL6.6-CNL6 10608-16005 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

CNL6.6-CNL6_2 10608-16005 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH3 49,05235 1,55 NPE2 0,326 NPE2 0,1564 0,35

FCH3 49,05195 1,55 NPE6 0,119 NPE6 0,0837 0,35

CTA3 49,043 1,55 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

SSR3 49,05265 1,55

SVC3 49,0446 1,55

MCH3 49,05235 1,55 NPE2 0,326 NPE2 0,1564 0,35

FCH3 49,05195 1,55 NPE6 0,119 NPE6 0,0837 0,35

CTA3 49,043 1,55 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

SSR3 49,05265 1,55

SVC3 49,0446 1,55



CTA6-LDM6 16006-16003 Linha

CTA6-VTO6 16006-16014 Linha

MCH3 49,3463 3,15

FCH3 49,3467 3,15

CTA3 49,3464 3,15

SSR3 49,34625 3,15

SVC3 49,3468 3,15

MCH3 49,3463 3,15

FCH3 49,3467 3,15

CTA3 49,3464 3,15

SSR3 49,34625 3,15

SVC3 49,3468 3,15

G16CTV-VTO6 10601-16014 Transformador




MCH3 49,42585 3,05

FCH3 49,4261 3,05

CTA3 49,4256 3,05

SSR3 49,4258 3,05

SVC3 49,4261 3,05

GRSCR-SCR6 10639-16011 Transformador

LDM6-CTA6 16003-16006 Linha

LDM6-LDM6.6 16003-10641 Transformador

LDM6-PML6 16003-16002 Linha

LDM6.6-LDM6 10641-16003 Transformador

MCH3-MCH6 13027-16008 Transformador

MCH3-MCH6_2 13027-16008 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-CNL6 16008-16005 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-CNL6_2 16008-16005 Linha

MCH6-MCH3 16008-13027 Transformador

MCH6-MCH3_2 16008-13027 Transformador

MCH6-MCH6.6 16008-10643 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6-MCH6.6_2 16008-10643 Transformador

MCH6-PFE6 16008-16009 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6.6-MCH6 10643-16008 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

MCH6.6-MCH6_2 10643-16008 Transformador

PFE3-PFE6 13032-16009 Transformador

PFE3-PFE6_2 13032-16009 Transformador

MCH3 49,4293 3,5499

FCH3 49,4329 3,5499

CTA3 50,5785/49,43275 0,2710/3,5499

SSR3 49,42925 3,5499

SVC3 50,51795/49,43355 0,2710/3,5499

MCH3 49,4362 3,5499

FCH3 49,4358 3,5499

CTA3 50,5785/49,4357 0,2710/3,5499

SSR3 49,43615 3,5499

SVC3 50,51795/49,43645 0,2710/3,5499

MCH3 49,4357 3,5499

FCH3 49,4354 3,5499

CTA3 50,5785/49,4353 0,2710/3,5499

SSR3 49,43565 3,5499

SVC3 50,51795/49,43605 0,2710/3,5499

MCH3 49,4357 3,5499

FCH3 49,4354 3,5499

CTA3 50,5785/49,4353 0,2710/3,5499

SSR3 49,43565 3,5499

SVC3 50,51795/49,43605 0,2710/3,5499

MCH3 49,4357 3,5499

FCH3 49,4354 3,5499

CTA3 50,5785/49,4353 0,2710/3,5499

SSR3 49,43565 3,5499

SVC3 50,51795/49,43605 0,2710/3,5499

MCH3 49,43485 3,5499

FCH3 49,4347 3,5499

CTA3 50,5785/49,4346 0,2710/3,5499

SSR3 49,4348 3,5499

SVC3 50,51795/49,4353 0,2710/3,5499

MCH3 49,43485 3,5499

FCH3 49,4345 3,5499

CTA3 50,5785/49,4344 0,2710/3,5499

SSR3 49,4346 3,5499

SVC3 50,51795/49,4351 0,2710/3,5499

PFE6.6-PFE6 10646-16009 Transformador

PFE6.6-PFE6_2 10646-16009 Transformador

MCH3 48,73985 3,021 NPE2 0,179 NPE2 0,08323 0,35

FCH3 48,7399 3,021 NPE5 0,151 NPE5 0,06566 0,35

CTA3 48,7381 3,021 NPE6 0,339 NPE6 0,19161 0,35

SSR3 48,7398 3,021 NPE7 0,151 NPE7 0,06566 0,35

SVC3 48,7393 3,021 NPE8 0,151 NPE8 0,06566 0,35

PML6-LDM6 16002-16003 Linha


PML6-VTO6 16002-16014 Linha

SCR6-GRSCR 16011-10639 Transformador

SCR6-VTO6 16011-16014 Linha

SJO6-SJO6.6 16012-10652 Transformador

SJO6-SJO6.6_2 16012-10652 Transformador

SJO6-VIV6 16012-16013 Linha

SJO6-VTO6 16012-16014 Linha

SJO6.6-SJO6 10652-16012 Transformador

SJO6.6-SJO6_2 10652-16012 Transformador

VIV6-ALE6 16013-16001 Linha

VIV6-PFE6 16013-16009 Linha

VIV6-SJO6 16013-16012 Linha

VIV6-VIV6.6 16013-10658 Transformador

VIV6-VIV6.6_2 16013-10658 Transformador

VIV6.6-VIV6 10658-16013 Transformador

VIV6.6-VIV6_2 10658-16013 Transformador

VTO3TR1-VTO6 13055-16014 Transformador



MCH3 50,53395/49,11205 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5326/49,1113 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,10945 0,272/3,6629

SSR3 50,5348/49,112 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,1109 0,35/3,6629

MCH3 50,536/49,09215 0,7630/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,53445/49,09155 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,0881 0,272/3,6629

SSR3 50,53695/49,0921 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,08975 0,35/3,6629

MCH3 50,53345/49,1123 0,7630/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,53235/49,1116 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,10975 0,272/3,6629

SSR3 50,5343/49,11225 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,1112 0,35/3,6629

MCH3 50,5176/48,5847 0,4630/3,9569 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5016/48,58505 0,4630/3,9569 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/48,58595 0,272/3,9569

SSR3 50,5245/48,58465 0,4630/3,9569

SVC3 50,89905/48,5849 0,35/3,9569

MCH3 48,55215 3,7929 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 48,55215 3,7929 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/48,5511 0,272/3,7929

SSR3 50,5061/48,5521 0,4630/3,7929

SVC3 50,89905/48,5499 0,35/3,7929

MCH3 50,5209/48,98935 0,763/3,4559 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,51975/48,98845 0,763/3,4559 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/48,98955 0,272/3,4559

SSR3 50,5218/48,9893 0,763/3,4559

SVC3 50,89905/48,99075 0,35/3,4559

MCH3 50,5363/49,111 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5327/49,11025 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,10835 0,272/3,6629

SSR3 50,53715/49,11105 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,1098 0,35/3,6629

MCH3 50,5395/49,0897 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5377/49,0891 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,0849 0,272/3,6629

SSR3 50,54045/49,08965 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,08595 0,35/3,6629

MCH3 48,9933 3,5629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 48,99215 3,5629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/48,99065 0,272/3,5629

SSR3 50,5031/48,99325 0,463/3,5629

SVC3 50,89905/48,99195 0,35/3,5629

MCH3 50,5382/49,11015 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5362/49,1094 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,10755 0,272/3,6629

SSR3 50,53905/49,1101 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,10895 0,35/3,6629

MCH3 50,53435/49,1101 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5361/49,10915 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,1075 0,272/3,6629

SSR3 50,5352/49,11005 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,10895 0,35/3,6629

MCH3 50,53435/49,1101 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5361/49,10915 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,1075 0,272/3,6629

SSR3 50,5352/49,11005 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,10895 0,35/3,6629

MCH3 50,53435/49,1101 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5361/49,10915 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,1075 0,272/3,6629

SSR3 50,5352/49,11005 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,10895 0,35/3,6629

Regime Transitório (rede eléctrica da Madeira: Muita Eólica): Cenário Vazio de Inverno Típico

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo



Limites de Tensão do Limites de Tensão do Sobrecarga nos ramos (%) Desvios frequência da rede do SEPM Desvios frequência dos geradores

Cumprimento da curva do FRT do RRT



Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT


ALE6.6-ALE6 10603-16001 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTCNL6-CTC6 16005-16007 Linha

13015-16006 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT


CTA3-CTA6


Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTCTC6-CNL6 16007-16005 Linha

Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTCTC6-GRCTC 16007-11100 Transformador

Linha

GRCTC-CTC6 11100-16007 Transformador



PFE6-MCH6 16009-16008 Linha

ALE6-VIV6 16001-16013 Linha

ALE6-VTO6 16001-16014


PFE6-PFE3 16009-13032 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE6-PFE3_2 16009-13032 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

PFE6-PFE6.6 16009-10646 Transformador


PFE6-PFE6.6_2 16009-10646 Transformador



PFE6-VIV6 16009-16013 Linha

PFE6-VTO6 16009-16014 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT


16014-16001 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VTO6-CTA6 16014-16006 Linha

VTO6-ALE6


VTO6-G16CTV 16014-10601 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT




16014-16009 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT


VTO6-PFE6


VTO6-SCR6 16014-16011 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

VTO6-SJO6 16014-16012 Linha Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT




VTO6-VTO3TR2




ANEXO (5) Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos: lista das simulações efectuadas no cenário Ponta de Verão e resumo dos resultados obtidos


f (Hz)

Instante

t (s)Nº PE

Instante



ALE6.6 0,6617 ALE6.6 0,6617 ALE6.6-TER6.6 174,8 174,8 174,8

TER6.6 0,6366 TER6.6 0,6366

MCH3 49,42715 4,1499 NPE6 0,141 NPE6 0,1259 0,35

FCH3 49,42605 4,3499 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

CTA3 49,4289 4,5499

SSR3 49,42715 4,1499

SVC3 49,4287 4,5499

PDG6.6 0,9444 NPE2 0,354 NPE2 0,1786 0,35

SDA6.6 0,9392 NPE5 0,266 NPE5 0,1274 0,35

PDP6.6 0,9484 NPE7 0,263 NPE7 0,1274 0,35

NPE8 0,263 NPE8 0,1274 0,35

Xeq=0,5

Xeq=0,8 (Cenário Ponta de Verão)

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo

Funcionamento da rede




Ligação dos geradores eólicos




Cumprimento da curva


Limites de Tensão do Sobrecarga nos ramos (%) Desvios frequência da rede do SEPM NPE´s fora de serviço Desvios frequência dos geradores



f (Hz)

Instante

t (s)Nº PE

Instante


GRTER 0,2999 GRTER 0,2999 ALE6.6-TER6.6 76,4 76,4 76,4

ALE6.6 0,771 ALE6.6 0,771

TER6.6 0,4813 TER6.6 0,4813

MCH3 49,453 4,1499 NPE6 0,262 NPE6 0,1382 0,35

FCH3 49,45235 4,3499 ME 0,114 ME 0,0000 0,114

CTA3 49,45535 4,5499

SSR3 49,453 4,1499

SVC3 49,45505 4,5499

Tipo de Ramo




RRT [0.95-1.05]


SEPM [0.90-1.10]Sobrecarga nos ramos (%)


[49,5-50,5]


eólicos no RRT [47,5-51,5] Cumprimento da curva

do FRT do RRT

From BUS - To BUS


CTA3-CTA6 13015-16006 Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT


Transformador


From BUS - To BUS

Tipo de RamoLimites de Tensão do

RRT [0.95-1.05]


SEPM [0.90-1.10]Sobrecarga nos ramos (%) NPE´s fora de serviço





[49,5-50,5]


Xeq=0,6



f (Hz)

Instante

t (s)Nº PE

Instante


GRTER 0,7038 GRTER 0,7038 ALE6.6-TER6.6 69,2 69,2 69,2

ALE6.6 0,747 ALE6.6 0,747

TER6.6 0,7845 TER6.6 0,7845

MCH3 49,4421 4,1499 NPE6 0,187 NPE6 0,1328 0,35

FCH3 49,4413 4,3499 ME 0,102 ME 0,0000 0,102

CTA3 49,4443 4,5499

SSR3 49,44375 4,4499

SVC3 49,4441 4,5499

PDG6.6 0,9487 NPE5 0,425 NPE5 0,1986 0,35

SDA6.6 0,9435 NPE7 0,422 NPE7 0,1983 0,35

NPE8 0,422 NPE8 0,1984 0,35


f (Hz)

Instante

t (s)Nº PE

Instante


GRTER 0,5862 GRTER 0,5862 ALE6.6-TER6.6 64 64 64

Sobrecarga nos ramos (%)Desvios frequência da rede do SEPM

[49,5-50,5]




Xeq=0,7

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo





RRT [0.95-1.05]


SEPM [0.90-1.10]




ALE6-ALE6.6 16001-10603 Transformador Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRT

do FRT do RRT



GRTER 0,5862 GRTER 0,5862 ALE6.6-TER6.6 64 64 64

TER6.6 0,7064 TER6.6 0,7064

MCH3 49,4337 4,1499 NPE6 0,157 NPE6 0,1289 0,35

FCH3 49,43275 4,3499 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

CTA3 49,4357 4,5499

SSR3 49,4337 4,1499

SVC3 49,4355 4,5499

PDG6.6 0,9444 NPE2 0,409 NPE2 0,18359 0,35

SDA6.6 0,9392 NPE5 0,321 NPE5 0,12876 0,35

PDP6.6 0,9484 NPE7 0,317 NPE7 0,12876 0,35

NPE8 0,318 NPE8 0,12876 0,35

ALE6-ALE66 -> Xeq = 0,7

CTA3-CTA6 -> Xeq = 0,6

PML3-PML6 -> Xeq = 0,7


f (Hz)

Instante

t (s)Nº PE

Instante


Alteração das parametrizações das protecções dos geradores eólicos

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo


Cumprimento da curva




RRT [0.95-1.05]


SEPM [0.90-1.10]


NPE´s fora de serviçoSobrecarga nos ramos (%)Desvios frequência da rede do SEPM

[49,5-50,5]


eólicos no RRT [47,5-51,5]

0,50,5 0,7 0,7 0,5 0,5 0,5; 0,6 ou 0,7Qual o melhor Xeq



Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTCTA3-CTA6 13015-16006 Transformador




PML3-PML6 (Xeq=0,7) 13071-16002 Transformador

CTA3-CTA6 (Xeq=0,6) 13015-16006 Transformador

ANEXO (6) Adequação dos parâmetros dos geradores eólicos: lista das simulações efectuadas no cenário Vazio de Inverno Típico e resumo dos resultados obtidos


(Hz)

Instante t


GRTER 0,5561 GRTER 0,5561 GRTER-TER6.6 131,6 MCH3 49,48045 3,5499

ALE6.6 0,6685 ALE6.6 0,6685 FCH3 49,47975 3,5499

TER6.6 0,6325 TER6.6 0,6325 CTA3 50,91685/49,4794 0,35/3,5499

SSR3 49,4804 3,5499

SVC3 50,7489/49,4803 0,35/3,5499

MCH3 49,05235 1,55 NPE2 0,326 NPE2 0,1564 0,35

FCH3 49,05195 1,55 NPE6 0,119 NPE6 0,0837 0,35

CTA3 49,043 1,55 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

SSR3 49,05265 1,55

SVC3 49,0446 1,55

MCH3 48,73985 3,021 NPE2 0,179 NPE2 0,08323 0,35

FCH3 48,7399 3,021 NPE5 0,151 NPE5 0,06566 0,35

CTA3 48,7381 3,021 NPE6 0,339 NPE6 0,19161 0,35

SSR3 48,7398 3,021 NPE7 0,151 NPE7 0,06566 0,35

SVC3 48,7393 3,021 NPE8 0,151 NPE8 0,06566 0,35

MCH3 50,5395/49,0897 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5377/49,0891 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,0849 0,272/3,6629

SSR3 50,54045/49,08965 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,08595 0,35/3,6629

MCH3 50,53435/49,1101 0,763/3,6629 NPE2 0,363 NPE2 0,1970 0,272

FCH3 50,5361/49,10915 0,763/3,6629 NPE6 0,272 NPE6 0,1310 0,35

CTA3 51,1984/49,1075 0,272/3,6629

SSR3 50,5352/49,11005 0,763/3,6629

SVC3 50,89905/49,10895 0,35/3,6629


(Hz)

Instante t


GRTER 0,5957 GRTER 0,5957 CTA3 50,52075 0,271

ALE6.6 0,7737 ALE6.6 0,7737 SVC3 50,58485 0,35

TER6.6 0,6821 TER6.6 0,6821

MCH3 48,79675 2,963 NPE6 0,162 NPE6 0,1006 0,35

FCH3 48,797 2,963 ME 0,115 ME 0,0000 0,115

CTA3 48,78995 2,963

SSR3 48,7967 2,963

SVC3 48,79085 2,963

MCH3 48,993 2,656 NPE2 0,262 NPE2 0,09268 0,35

FCH3 48,9929 2,656 NPE5 0,243 NPE5 0,07312 0,35

CTA3 48,9932 2,656 NPE7 0,241 NPE7 0,07312 0,35

SSR3 48,99295 2,656 NPE8 0,241 NPE8 0,07312 0,35

SVC3 48,99095 2,656

MCH3 50,52015/49,44565 0,75/3,5499

FCH3 50,52095/49,44465 0,75/3,5499

CTA3 50,9154/49,44135 0,35/3,3599

SSR3 50,5222/49,4456 0,45/3,5499

SVC3 50,75775/49,44255 0,35/3,5499

MCH3 50,52225/49,45915 0,75/3,5499

FCH3 50,5249/49,4576 0,75/3,5499

CTA3 50,9154/49,45665 0,35/3,5499

SSR3 50,52265/49,4591 0,75/3,5499

SVC3 50,75775/49,4578 0,35/3,5499


(Hz)

Instante t


GRTER 0,4953 GRTER 0,4953 CTA3 50,78305 0,35

ALE6.6 0,6941 ALE6.6 0,6941 SVC3 50,6523 0,35

TER6.6 0,5878 TER6.6 0,5878

MCH3 48,74135 3,022 NPE6 0,139 NPE6 0,0948 0,35

FCH3 48,74175 3,022 ME 0,103 ME 0,0000 0,103

CTA3 48,73545 2,922

SSR3 48,7413 3,022

SVC3 48,73695 2,922

MCH3 48,98155 5,58 NPE2 0,225 NPE2 0,08851 0,35

FCH3 48,98125 2,58 NPE5 0,194 NPE5 0,06983 0,35

CTA3 48,9814 2,68 NPE7 0,192 NPE7 0,06983 0,35

SSR3 48,9815 2,58 NPE8 0,192 NPE8 0,06983 0,35

SVC3 48,97895 2,68

MCH3 50,5468/49,41325 0,75/3,5499

FCH3 50,5498/49,4116 0,75/3,5499

CTA3 50,54385/49,45665 0,75/3,5499

SSR3 50,52265/49,4132 0,75/3,5499

SVC3 50,52755/49,4118 0,85/3,5499


(Hz)

Instante t


GRTER 0,6402 GRTER 0,6402 CTA3 50,8568 0,35

ALE6.6 0,7684 ALE6.6 0,7684 SVC3 50,7057 0,35

TER6.6 0,7175 TER6.6 0,7175

MCH3 48,5742 3,147 NPE2 0,423 NPE2 0,1986 0,35

FCH3 48,5748 3,147 NPE6 0,126 NPE6 0,0906 0,35

CTA3 48,5724 3,047 ME 0,101 ME 0,0000 0,101

SSR3 48,57415 3,147

SVC3 48,57265 3,047

MCH3 48,95435 2,582 NPE2 0,197 NPE2 0,0855 0,35

FCH3 48,95415 2,582 NPE5 0,168 NPE5 0,06745 0,35

CTA3 48,9549 2,682 NPE7 0,166 NPE7 0,06745 0,35

SSR3 48,9543 2,582 NPE8 0,166 NPE8 0,06745 0,35

SVC3 48,9525 2,682

MCH3 50,5657/49,35845 0,75/3,6499

FCH3 50,56595/49,35765 0,75/3,6499

CTA3 51,10975/49,3529 0,2710/3,6499

SSR3 50,56835/49,35845 0,45/3,6499

SVC3 50,86315/49,3541 0,35/3,6499

MCH3 50,56855/49,37295 0,85/3,6499

FCH3 50,56925/49,3718 0,75/3,6499

CTA3 51,10975/49,37025 0,2710/3,6499

SSR3 50,56885/49,3729 0,85/3,6499

SVC3 50,86315/49,3718 0,35/3,6499

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo


Xeq=0,6

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo


Xeq=0,7

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo


Xeq=0,5

From BUS - To BUS

Tipo de Ramo


Xeq=0,8 (Cenário Vazio de Inverno Típico)











NPE´s fora de serviçoLimites de Tensão do

RRT [0.95-1.05]




[49,5-50,5]


eólicos no RRT [47,5-51,5]Cumprimento da curva do FRT do RRT

Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTVTO6-VTO3TR1 16014-13055 Transformador








RRT [0.95-1.05]




[49,5-50,5]


eólicos no RRT [47,5-51,5]Cumprimento da curva do FRT do RRT









Não é cumprida integralmente a curva da Fig.2 do RRTALE6-ALE6.6 16001-10603 Transformador


PML3-PML6









Sobrecarga nos ramos (%)Desvios frequência da rede do SEPM

[49,5-50,5]


eólicos no RRT [47,5-51,5]Cumprimento da curva do FRT do RRT Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT


RRT [0.95-1.05]


SEPM [0.90-1.10]



eólicos no RRT [47,5-51,5]Cumprimento da curva do FRT do RRT Cumprimento da curva de Injecção de Reactiva do RRT


RRT [0.95-1.05]




[49,5-50,5]

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.

Centrais Configuração Avançada ‐ Cenário Muita Eólica Ponta de Verão Vazio de Inverno Típico

Hídrica (MW) 18 10,1Eólica (MW) 48,7 48,7Térmica (MW) 130,4 38,7Total (MW) 197,1 97,5Perdas 2,6 % 2,6 %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,

de acordo com a Figura 2.2.

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 20

Em regime de defeito e recuperação

0,5 0,811 2,25 2,025 100

0,5 90 100

Tabela AP2.1 – Condições de verificação do fornecimento de corrente reactiva

I reactiv

a/I npré‐defeito [%

]

U/Unominal [pu]

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

Grid Code for Isolated Systems Rectificações Finais · À REN por me ter proporcionado todas as...

Documents

Transcript of Grid Code for Isolated Systems Rectificações Finais · À REN por me ter proporcionado todas as...