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ACTUALIZAÇÃO DA REDE ELÉCTRICA NACIONAL EM POWERWORLD

Instituto Superior de Engenharia do Porto Mestrado em Engenharia Electrotécnica- Sistemas Eléctricos de Energia

Operação e Planeamento de Sistemas Eléctricos de Energia Janeiro de 2011

Elves Silva Nº 1071190 Vitor Ribeiro Nº 1070184

Actualização da Rede Eléctrica Nacional em PowerWorld

2

ÍNDICE

Índice de figuras ................................................................................................... 3

Índice de tabelas ................................................................................................... 3

Índice de gráficos.................................................................................................. 3

1. Introdução ..................................................................................................... 4

1.1. Objectivos ....................................................................................................................... 4

1.2. Organização do relatório ............................................................................................... 4

2. Caracterização da Rede nacional de Transporte ........................................ 6

2.1. Sistema Eléctrico Nacional .................................................................................... 6

2.2. Produção .................................................................................................................. 8 2.3. Transporte ................................................................................................................ 9

2.4. Rede Nacional de Transporte (RNT) ...................................................................... 9

2.4.1. Comprimento das linhas da RNT ............................................................................ 12

2.4.2. Potência de transformação ..................................................................................... 13

2.4.3. Perdas na rede de transporte ..................................................................................... 14

2.4.4 Caracterização da RNT ............................................................................................... 16 2.5. Gestão Global do Sistema .................................................................................... 16

2.5.1. Serviços de Sistema ................................................................................................ 17 2.6. Regulamentos ........................................................................................................ 23

2.6.1. Regulamento de Operação das Redes ................................................................... 23 2.6.2. Regulamento da Rede de Transporte ............................................................................ 25

3. Actualização da Rede Nacional de Transporte no Powerworld .............. 26

3.1. O software PowerWorld Simulator ...................................................................... 26

3.2. Actualização das cargas ....................................................................................... 27

3.3. Actualização das subestações ............................................................................ 28

3.4. Actualização das linhas .............................................................................................. 29

4. Resultados e Análise .................................................................................. 30

5. Conclusão ................................................................................................... 31

6.Referências Bibliográficas .............................................................................. 32


3

Índice de figuras Figura 1 Regulação de velocidade de geradores .................................................................. 20 Figura 2 Área de trabalho do PowerWorld Simulator .......................................................... 26 Figura 3 Configuração da Rede Nacional de Transporte Actualizada ................................... 29

Índice de tabelas Tabela 1 Evolução do comprimento das linhas de MAT ....................................................... 12 Tabela 2 Evolução da potência de transformação ............................................................... 13 Tabela 3 Evolução das perdas na rede de transporte .......................................................... 14 Tabela 4 Comprimento das linhas por nível de tensão (km) ................................................ 16 Tabela 5 Subestações ........................................................................................................... 16 Tabela 6 Evolução da carga de 2006 a 2009 ......................................................................... 27

Índice de gráficos Gráfico 1 Evolução do comprimento das linhas de MAT ...................................................... 12 Gráfico 2 Evolução da potência de transformação .............................................................. 14 Gráfico 3 Evolução das perdas na rede de transporte ......................................................... 15 Gráfico 4 Evolução da taxa de perdas na rede de transporte .............................................. 15 Gráfico 5 Evolução das cargas de 2006 a 2009 ..................................................................... 27


4

1. Introdução

O sector eléctrico em Portugal pode ser dividido em cinco actividades principais:

produção, transporte, distribuição, comercialização de electricidade e operação dos

mercados organizados de electricidade [1].

A electricidade é produzida com recurso a diversas tecnologias e a diferentes fontes

primárias de energia (carvão, gás, fuel, gasóleo, água, vento, biomassa, entre outros) e é

suficiente para satisfazer o consumo de energia eléctrica em Portugal Continental. Em

Portugal, os principais produtores são a EDP Produção, a Turbogás e a Tejo Energia.

Actualmente, estas centrais concorrem em regime de mercado (mercado ibérico) com as

centrais de produção espanholas, através da importação. Esta energia é encaminhada

para a Rede Nacional de Transporte (RNT), que é operada pela REN SA, em alta ou

muito alta tensão, que a entrega às redes de distribuição, em níveis de tensão mais

baixos, para satisfação das necessidades dos consumidores [2].

De modo a manter as actividades do sector eléctrico abertas à entrada de novos

operadores em regime de mercado, foi separada a actividade de distribuição da

actividade de comercialização de energia eléctrica.

Enquanto a distribuição veicula a energia nas condições técnicas adequadas através

das redes, a comercialização garante os procedimentos comerciais inerentes à venda a

grosso e a retalho de energia eléctrica [2].

1.1. Objectivos

Este trabalho tem como objectivos principais:

• Actualização da rede eléctrica nacional;

• Implantação da rede eléctrica nacional;

• Implantação da rede eléctrica nacional no PowerWorld Simulator;

• Análise de resultados e validação;

1.2. Organização do relatório O trabalho foi desenvolvido de modo a atingir os objectivos traçados estando o

relatório encontra-se organizado em seis capítulos.


5

No capítulo 1 é apresentada a introdução.

No capítulo 2 são abordadas as questões relacionadas com a caracterização da

rede eléctctrica nacional de transporte. É apresentada a estrutura da rede nacional de

transporte, o transporte de energia, a evolução das linhas de transporte e a evolção do

consumo desde 1997 a 2009.

No capítulo 3 é apresentada a actualização da rede nacional de transporte no

PowerWorld Simulator para o ano de 2010, partindo de dados da rede do ano 2006.

Apresentamos a actualização das cargas, dos transformadores, das baterias de

condensadores e das linhas.

No capítulo 4 é apresentado o resultado da nossa simulação. É feita uma análise

comparativa com os resultados do relatório da REN referentes ao estado da rede para o

dia 12 de Março de 2010 às 14 horas. Esta data representa o consumo máximo no

inverno.

As principais conclusões são apresentadas no capítulo 5.


6

2. Caracterização da Rede nacional de Transporte

2.1. Sistema Eléctrico Nacional

Em termos organizativos, o SEN pode ser dividido em cinco actividades principais:

produção, transporte, distribuição, comercialização e operação dos mercados

organizados de electricidade que, em regra, são desenvolvidas de forma independente

[2].

• Produção de electricidade

A produção de electricidade está inteiramente aberta à concorrência.

A produção de electricidade é dividida em dois regimes: (i) produção em regime

ordinário, relativa à produção de electricidade com base em fontes tradicionais

não renováveis e em grandes centros electroprodutores hídricos, e (ii) produção

em regime especial, relativa à cogeração e à produção eléctrica a partir da

utilização de fontes de energia renováveis e da cogeração.

No actual enquadramento legal, a lógica do planeamento centralizado de

produção de electricidade é substituída por uma lógica de mercado e de

iniciativa privada, havendo apenas lugar à intervenção do operador do sistema

para efeitos de segurança do abastecimento de energia eléctrica no SEN quando

se perspectivem situações de escassez energética.

No enquadramento legal anterior, a optimização da produção assentava nos

custos variáveis de produção de cada centro electroprodutor e, actualmente, a

optimização resultará de uma lógica de mercado.

• Transporte de electricidade

A actividade de transporte de electricidade é efectuada através da Rede

Nacional de Transporte (RNT), mediante uma concessão atribuída pelo Estado

Português, em regime de serviço público e de exclusividade à REN SA.

• Distribuição de electricidade

A distribuição de electricidade processa-se através da exploração da rede

nacional de distribuição (RND) constituída por infraestruturas ao nível da alta e

média tensão, assim como da exploração das redes de distribuição de baixa

tensão. A rede nacional de distribuição é operada através de uma concessão


7

exclusiva atribuída pelo Estado Português. Actualmente, a concessão exclusiva

para a actividade de distribuição de electricidade em alta e média tensão

pertence à EDP Distribuição. As redes de distribuição de baixa tensão continuam

a ser operadas no âmbito de contratos de concessão estabelecidos entre os

municípios e os distribuidores, actualmente concentrados na EDP Distribuição.

• Comercialização de electricidade

A comercialização de electricidade encontra-se inteiramente aberta à

concorrência.

Os comercializadores podem comprar e vender electricidade livremente e têm o

direito de aceder às redes de transporte e de distribuição mediante o pagamento

de tarifas de acesso estabelecidas pela ERSE. Os consumidores podem escolher

o seu comercializador e trocar de comercializador sem quaisquer encargos

adicionais.

Deverá ser constituída uma nova entidade, cuja actividade será regulada pela

ERSE, para supervisionar as operações logísticas de mudança de

comercializador.

Os comercializadores estão sujeitos a certas obrigações de serviço público no

que respeita à qualidade e ao abastecimento contínuo de electricidade e,

também, a fornecer acesso à informação em termos simples e compreensíveis.

• Operação dos mercados de electricidade

Os mercados organizados de electricidade operam num regime livre e estão

sujeitos a autorizações concedidas conjuntamente pelo ministro das Finanças e

pelo ministro responsável pelo sector energético. A operação do mercado de

electricidade deve ser integrada no âmbito do funcionamento de quaisquer

mercados organizados de electricidade estabelecidos entre o Estado Português e

outros Estados-membros da UE. Os produtores que operem sob o regime

ordinário e os comercializadores, entre outros, podem tornar-se membros do

mercado.


8

2.2. Produção

A produção de energia eléctrica em Portugal Continental é de ogem predominantemente térmica.

Mais recentemente, tem vindo a aumentar a produção de energia a partir de fontes

de energia renovável, nomeadamente, aproveitamentos eólicos, aproveitamentos solares

fotovoltaicos, centrais mini-hídricas, bem como centrais térmicas a partir da combustão

de biomassa e biogás.

De todas as fontes renováveis, os aproveitamentos eólicos e os mini-hídricos são os

que maior fatia representam na produção de electricidade. Tem igualmente aumentado o

valor da energia eléctrica produzida por co-geração (produção combinada de calor e

electricidade em que é aproveitado o calor gerado na combustão para fins industriais ou

de aquecimento).

Estes empreendimentos integram a produção em regime especial (PRE), a

actividade licenciada ao abrigo de regimes jurídicos especiais, no âmbito da adopção de

políticas destinadas a incentivar a produção de electricidade, nomeadamente através da

utilização de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada

de calor e electricidade.

Actualmente, no sentido de diminuir os impactos ambientais do sector eléctrico,

existem incentivos à produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis.

De igual modo, as centrais ditas convencionais devem igualmente cumprir os limites

estabelecidos ao nível ambiental, quer na fase de construção, quer na fase de

exploração.

Se por um lado as centrais térmicas cumprem programas rigorosos em termos de

controlo de emissões, às centrais hídricas são impostos requisitos mínimos a nível de

caudais ecológicos e das variações de caudal a jusante dos aproveitamentos,

designadamente das albufeiras.

A energia produzida nas centrais é entregue à rede de transporte, que a canaliza para

as redes de distribuição que a veiculam até às instalações dos consumidores. Uma parte

da energia produzida, nomeadamente a proveniente de energias renováveis, é injectada

directamente nas redes de distribuição de média e alta tensão em função da tecnologia

de produção associada.


9

2.3. Transporte

A actividade de transporte de energia eléctrica integra o desenvolvimento,

exploração e manutenção da Rede Nacional de Transporte (RNT), das suas interligações

com outras redes, e a gestão técnica global do sistema, assegurando a coordenação das

instalações de produção e de distribuição, tendo em vista a continuidade e a segurança

do abastecimento e o funcionamento integrado e eficiente do sistema.

No sistema eléctrico nacional, a actividade de transporte é exercida, mediante a

atribuição por parte do Estado Português de uma concessão exercida em exclusivo e em

regime de serviço público, pela entidade REN, Rede Eléctrica.

2.4. Rede Nacional de Transporte (RNT)

A Rede Nacional de Transporte (RNT) assegura o escoamento da energia eléctrica

produzida nas centrais electroprodutoras até às redes de distribuição as quais conduzem

essa energia até às instalações dos consumidores finais, existindo alguns casos em que

estes consumidores (grandes consumidores) estão ligados directamente à rede de

transporte, por questões técnicas e económicas.

A rede de transporte está igualmente interligada com a rede espanhola de

transporte de electricidade (gerida REE – Red Eléctrica de España) em oito pontos

do território nacional, ou seja com quatro interligações a 400 kV e três interligações

a 220 kV, além de uma interligação a 130 kV [3], permitindo a realização de trocas

de electricidade com Espanha, úteis quer do ponto de vista da segurança dos

sistemas eléctricos, quer do ponto de vista do fornecimento aos consumidores de

ambos os países (mercado ibérico). Estas ligações transfronteiriças permitem ainda

optimizar o fornecimento de energia eléctrica em termos económicos, promovendo

a concorrência entre os agentes produtores de ambos os países [4]. Em 2009 o valor

médio da capacidade de importação para fins comerciais foi de 1205 MW. Está

previsto a construção de três novas interligações (duas no Minho e uma no Algarve),

as quais deverão estar concluídas no horizonte 2011-2014 [3].

A rede de transporte é constituída quase exclusivamente por linhas aéreas, nos

níveis de tensão de 400 kV, 220 kV e 150 kV, existindo ainda uma linha explorada a


10

132 kV no norte de Portugal. A rede de transporte engloba ainda troços em cabo

subterrâneo, explorados a 220 kV e 150 kV, nomeadamente na região da Grande Lisboa

[4].

A rede de muito alta tensão desenvolve-se, no que respeita às linhas de 400 kV, no

sentido Norte-Sul junto à costa, desde o centro electroprodutor de Alto Lindoso, a

Norte, até ao centro electroprodutor de Sines, a Sul; desenvolve-se igualmente no

sentido oeste- leste, estabelecendo as interligações com a rede espanhola. As linhas de

220 kV desenvolvem-se fundamentalmente entre Lisboa e Porto, e, na diagonal, entre

Miranda do Douro e Coimbra, bem como ao longo do rio Douro e na Beira Interior. A

rede de muito alta tensão é ainda complementada por um conjunto de linhas de 150 kV,

o primeiro nível histórico de tensão da RNT (desde 1951) [3].

A 31 de Dezembro de 2009, a RNT ligava 46 centros electroprodutores (28 hídricos,

9 térmicos 9 em regime especial, estes na sua maioria parques eólicos) e 87 instalações

(pontos de injecção ou recepção entre produtores e distribuidores ou grandes

consumidores industriais. Daquelas 87, 14 instalações são propriedade de grandes

consumidores, e das restantes 73 (61 subestações de transformação, 10 postos de corte e

2 postos de seccionamento), 71 são propriedade da REN [3].

A REN tem necessidade de investir na renovação e na expansão da RNT tendo em

vista a melhoria da sua capacidade de transporte e qualidade de serviço. Identificam-se,

de seguida, os principais catalisadores que determinam o actual plano da evolução desta

rede:

• Aumentar a capacidade de transporte para fazer face ao aumento do consumo de

electricidade. O crescimento do consumo da electricidade em Portugal motivado

pelo crescimento económico, pela convergência com os padrões europeus de

nível de vida e de conforto, e ainda por projectos específicos de grande

dimensão como as linhas ferroviárias de alta velocidade ou o novo aeroporto

internacional de Lisboa, implicam uma necessidade de aumento da capacidade

de transporte de electricidade.


11

• Necessidade de ligações a novos centros electroprodutores clássicos e em regime

especial. As metas de política energética nacionais e europeias, que levam à

construção e integração no Sistema Eléctrico nacional de elevados níveis de

nova geração renovável, a maioria da qual, no interior do País, implicam o

reforço da RNT para ser capaz de transportar essas gerações para os centros de

consumo. A título de exemplo, prevê-se que a capacidade eólica instalada, que

em 2000 era quase nula, continue a aumentar dos actuais cerca de 3700 MW

para 7000 MW em 2020. Também várias grandes centrais hídricas que constam

do PNBEPH levam à necessidade de reforços do mesmo tipo.

• Aumentar a capacidade de interligação com Espanha. Na sequência da fixação

de objectivos, no âmbito do MIBEL, de significativo aumento de capacidade de

interligação e de subsequentes estudos conjuntos com a congénere espanhola

REE, irá conseguir-se, no médio prazo, a continuação do aumento da capacidade

mínima de interligação, dos actuais 1300 MW para cerca de 3000 MW em 2014,

através, entre outros reforços internos na RNT e na rede de Espanha, da

construção de mais duas novas interligações a 400 kV. Estes aumentos são um

dos pilares do estabelecimento do MIBEL, garantindo uma alargada

uniformização dos preços de electricidade a nível ibérico.

• Renovar equipamento em fim de vida útil. Trata-se de outra categoria de

decisões de planeamento, decorrendo da necessidade de substituir equipamentos

em fim de vida ou ainda de mudar ou melhorar equipamentos antigos para

melhorar reduzir impactes ambientais de diversas naturezas, em particular junto

de aglomerados de maior densidade e ocupação populacional.

A expansão da rede de transporte é condicionada por questões ambientais e de

ordenamento do território, pelo que, numa tentativa de redução de impactes ambientais,

tem-se verificado a opção por remodelar, reconstruir ou reforçar instalações existentes.

Em particular, a reutilização de corredores de linha em fim de vida útil constitui uma

orientação de referência nas soluções adoptadas.


12

2.4.1. Comprimento das linhas da RNT

No período 1997 a 2009, a extensão das linhas de MAT verificou um acréscimo

de cerca de 28% explicado, essencialmente, pelo desenvolvimento das linhas de 220 kV

e de 400kV, que registaram acréscimos de 40% e de 30%, respectivamente [4].

Tabela 1 Evolução do comprimento das linhas de MAT

Unid. Km

150 kV 220 kV 400 kV TOTAL

1997 2347 2346 1234 5927

1998 2340 2409 1234 5982

1999 2400 2357 1234 5990

2000 2361 2418 1235 6014

2001 2361 2599 1235 6195

2002 2421 2717 1301 6438

2003 2438 2704 1403 6544

2004 2198 2838 1454 6490

2005 2282 2873 1501 6656

2006 2431 3080 1507 7018

2007 2661 3177 1588 7426

2008 2667 3257 1589 7513

2009 2671 3289 1609 7569

Gráfico 1 Evolução do comprimento das linhas de MAT

0500

100015002000250030003500

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

km

150 kV 220 kV 400 kV


13

2.4.2. Potência de transformação

A potência instalada, quer em transformadores quer em autotransformadores,

registou no período de 1997 a 2009 aumentos significativos, na ordem dos 74%,

atingindo um total de 28,2 GVA em 2009[4].

Tabela 2 Evolução da potência de transformação

[MVA]

Transformação MAT/AT Autotransformação MAT/MAT

1997 10248 6021

1998 10568 6021

1999 10631 6021

2000 10592 6271

2001 10781 6271

2002 11266 6401

2003 11744 7421

2004 11977 7421

2005 12547 7421

2006 13264 7871

2007 14526 8571

2008 16273 9921

2009 17534 10701


14

Gráfico 2 Evolução da potência de transformação

2.4.3. Perdas na rede de transporte

A taxa de perdas de energia eléctrica na RNT, medida como a relação entre as

perdas e o consumo de energia eléctrica referido à emissão, no período 1997-2009,

reduziu-se 44%, praticamente para metade. Tabela 3 Evolução das perdas na rede de transporte

Perdas (GWh) Consumo referido

à emissão (GWh)

Taxa de perdas

(%)

1997 601 31946 1,88

1998 602 33808 1,78

1999 665 35803 1,86

2000 680 37903 1,79

2001 713 40015 1,78

2002 717 40666 1,76

2003 738 43060 1,71

2004 677 45499 1,49

2005 648 47942 1,35

2006 562 49175 1,14

2007 577 50062 1,15

2008 585 50595 1,16

2009 523 49865 1,05

02000400060008000

100001200014000160001800020000

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

MVA

Transformação MAT/AT Autotransformação MAT/MAT


15

Gráfico 3 Evolução das perdas na rede de transporte

Gráfico 4 Evolução da taxa de perdas na rede de transporte

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

GW

h

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

%


16

2.4.4 Caracterização da RNT

Os quadros seguintes apresentam os principais dados característicos da RNT, linhas,

subestações e potência de transformação, relativos a 31.12.2009.

Tabela 4 Comprimento das linhas por nível de tensão (km)

2009

400 kV 1609

220 kV 3289

150 kV 2671

Tabela 5 Subestações

2009

Nº de subestações 61

Potência de autotransformação MAT/MAT (MVA) 1070

1

Potência de transformação MAT/AT (MVA) 1753

4

2.5. Gestão Global do Sistema

A actividade de Gestão Global do Sistema, tal como estabelecida no Regulamento

de Operação das Redes e no Regulamento de Relações Comerciais, deve assegurar,

nomeadamente [5]:

• A coordenação das infra-estruturas que constituem o Sistema Eléctrico Nacional

por forma a assegurar o seu funcionamento integrado e harmonizado e a

segurança e a continuidade de abastecimento de energia eléctrica.

• A gestão dos serviços de sistema através da operacionalização de um mercado

de serviços de sistema e a contratação de serviços de sistema mediante

aprovação prévia da ERSE.


17

• A gestão do mecanismo de garantia de potência.

• As liquidações financeiras associadas às transacções efectuadas no âmbito desta

actividade, incluindo a liquidação dos desvios.

• A recepção da informação dos agentes de mercado que sejam membros de

mercado organizados ou que se tenham constituído como contraentes em

contratos bilaterais, relativamente aos factos susceptíveis de influenciar o regular

funcionamento do mercado ou a formação de preços.

2.5.1. Serviços de Sistema

O arranque do MIBEL, em Julho de 2007, representou o início de uma nova

realidade do sector eléctrico em Portugal. Esta nova realidade ganhou corpo não apenas

através da participação dos agentes portugueses nos mercados a prazo, diário e

intradiário, mas também por meio do desenvolvimento e participação noutros mercados

e processos, nomeadamente, os afectos à operação do sistema eléctrico.

O mercado de produção organizado engloba um conjunto de mecanismos que

visam conciliar a livre concorrência na produção de energia eléctrica com a necessidade

de dispor de um abastecimento que cumpra com os critérios de segurança e qualidade

definidos. Este conjunto de mecanismos centra-se em dois aspectos fundamentais: a

resolução de restrições técnicas e a gestão dos serviços de sistema.

No âmbito dos serviços de sistema, consideram-se dois conjuntos: os serviços de

sistema obrigatórios e os serviços de sistema complementares.

Por serviços de sistema obrigatórios entendem-se aqueles que qualquer unidade

de produção em regime ordinário deve fornecer, como a regulação de tensão, a

manutenção da estabilidade ou a regulação primária de frequência. Estes serviços de

sistema não são passíveis de qualquer remuneração.

Os serviços de sistema complementares agregam os restantes serviços de

sistema, sendo passíveis de remuneração e devendo ser contratados com base em

mecanismos transparentes e não discriminatórios que visem a promoção da eficiência

económica. O modelo adoptado estabelece uma separação implícita entre os serviços de

sistema complementares aos quais o sistema recorre de um modo regular e aqueles que

são necessários pontualmente. Os primeiros, que abrangem a regulação secundária de


18

frequência e a reserva de regulação, são contratados com base em mercados de ofertas,

enquanto os segundos, como a compensação síncrona, o arranque autónomo ou a

interruptibilidade, se baseiam em contratação bilateral.

Convenciona-se designar por mercados de operação a contratação dos produtos

separados da actividade de produção de energia eléctrica relacionados com a segurança

e a fiabilidade da operação do sistema eléctrico através da existência de curvas de

ofertas submetidas por agentes de mercado qualificados ao Gestor do Sistema. Assim,

fazem parte dos mercados de operação a resolução de restrições técnicas e a contratação

da regulação secundária e da reserva de regulação.

2.5.1.1. Regulação de Tensão

Os Sistemas de Energia Eléctrica em corrente alternada funcionam com tensão

constante, sendo assim necessário regular esta grandeza.

Na regulação de tensão utilizam-se os reguladores de tensão dos grupos

geradores, as baterias de condensadores, as bobinas de indução, os compensadores

síncronos, os compensadores estáticos e os transformadores com comutadores de

tomadas.

O serviço de sistema obrigatório de regulação de tensão abrange apenas os

reguladores de tensão dos grupos geradores.

De uma forma geral, um regulador de tensão compara a tensão de saída do

gerador respectivo com o valor de referência, aplicando a diferença ao sistema de

excitação, fazendo variar a corrente de excitação.

2.5.1.2. Manutenção da Estabilidade

A estabilidade de um Sistema de Energia Eléctrica pode definir-se como a sua

capacidade de regressar a um regime de funcionamento estacionário, após ter sido

sujeito a uma perturbação.

Um dos principais tipos de instabilidade que se pode manifestar numa rede de

energia é a instabilidade da marcha síncrona dos geradores a ela ligados, habitualmente

designada por instabilidade transitória.


19

O regime estacionário numa rede de corrente alternada é caracterizado pelo

equilíbrio, para cada grupo gerador, entre a potência mecânica fornecida pela máquina

motriz e a potência eléctrica fornecida à rede. Qualquer perturbação que altere este

equilíbrio dá origem a um regime transitório durante o qual os rotores dos geradores

experimentam oscilações electromecânicas. Se a amplitude destas oscilações exceder

um determinado nível crítico, os geradores perdem o sincronismo com a rede, sendo

desligados por actuação das protecções próprias contra perda de sincronismo. Por este

motivo, estas oscilações devem ser eficazmente amortecidas de modo a promover a

estabilidade do sistema.

Os Sistemas Estabilizadores de Potência ou Power System Stabilizers consistem

num controlo opcional do gerador que é integrado no respectivo sistema de excitação.

Estes Sistemas permitem amortecer oscilações de potência do rotor através do controlo

da excitação.

2.5.1.3. Regulação Primária de Frequência

Os Sistemas de Energia Eléctrica em corrente alternada funcionam com

frequência constante, sendo assim necessário regular esta grandeza.

A regulação primária de frequência tem uma natureza descentralizada, baseando-

se na actuação dos reguladores de velocidade dos grupos geradores.

No essencial, um regulador de velocidade mede a velocidade de rotação do

grupo respectivo, compara-a com o valor de referência e actua sobre o sistema de

admissão do fluido à máquina de accionamento, permitindo variar a respectiva potência

mecânica e, assim, a potência activa fornecida pelo gerador.

Deste modo, a regulação primária de frequência consiste no ajustamento

automático do nível de produção da central de modo a que qualquer aumento (ou

diminuição) da carga do grupo seja equilibrado por um aumento (ou diminuição) da

produção. Para atingir o equilíbrio, os grupos recorrem inicialmente à energia cinética

proveniente das suas massas girantes, o que se traduz numa diminuição (ou aumento) da

velocidade de rotação do grupo turbina-alternador, directamente associada à frequência.

Após uma variação de frequência, o regulador de velocidade do grupo actua no controlo

da turbina de modo a estabilizar essa variação, regido por um parâmetro constante

denominado estatismo, R. O estatismo é traduzido pelo declive de uma recta que


20

relaciona valores de frequência, f, com valores de potência activa do grupo, P, de acordo

com a figura e a equação seguintes.

Figura 1 Regulação de velocidade de geradores

Como se pode observar na figura, antes do aumento de carga, o grupo

funcionava com uma frequência igual à frequência da rede e uma potência igual à

potência para a qual o grupo estava mobilizado para funcionar. Após a subida da carga,

o grupo aumenta a sua produção (primeiro à custa da sua energia cinética e

posteriormente devido à acção do regulador de velocidade), a que corresponde uma

diminuição da frequência, a qual estabilizará num valor inferior ao da frequência inicial,

em função do estatismo.

A estabilização da frequência do sistema no seu valor inicial é função dos

sistemas de controlo de frequência que actuam a jusante da regulação primária, com

tempos de actuação superiores, nomeadamente a regulação secundária e a regulação

terciária.


21

2.5.1.4. Regulação Secundária de Frequência

Quando ocorre uma perturbação no sistema eléctrico, o controlo primário de

frequência pode evitar grandes variações de frequência. No entanto, esta função de

controlo é incapaz, por si só, de repor a frequência no seu valor nominal. Para tal,

recorre-se à regulação secundária de frequência que responde também ao objectivo

adicional de manter as trocas de energia eléctrica na interligação nos valores

programados.

A regulação secundária de frequência consiste no estabelecimento de uma banda de

regulação e no acréscimo ou decréscimo do fornecimento de energia, conforme

solicitado pelo Gestor do Sistema.

A valorização do serviço de regulação secundária de frequência é composta por duas

parcelas:

• Valorização da banda de regulação – a banda de regulação horária atribuída a cada

unidade de produção é valorizada ao preço da última oferta aceite de banda de

regulação em cada hora.

• Valorização da energia de regulação secundária – a energia de regulação

secundária utilizada é valorizada ao preço da última oferta de energia de reserva

de regulação mobilizada em cada hora, tanto a subir, como a descer. Na ausência

de preço associado ao sentido de regulação secundária, considera-se o preço da

energia de reserva de regulação que seria mobilizada para a substituir.

No caso em que não existam ofertas de banda de regulação secundária suficientes

para atender às necessidades do sistema, o Gestor do Sistema pode atribuir banda de

regulação secundária, nos termos do mecanismo excepcional estabelecido no Manual de

Procedimentos do Gestor do Sistema em vigor. De acordo com este mecanismo, a banda

de potência extraordinária que seja necessária para obter a banda requerida valorizar-se-

á a 115% do preço marginal da banda de regulação secundária dessa hora.

O custo horário da banda de regulação, incluindo o da banda de regulação

extraordinária, é um custo fixo que existe independentemente da ocorrência de desvios,

pelo que é coberto por todo o consumo dos agentes de mercado. Já a parcela da energia

de regulação secundária utilizada em cada hora é paga por todos os agentes de mercado

que se desviarem nessa mesma hora.


22

2.5.1.5. Compensação Síncrona

A compensação síncrona é um serviço de sistema disponibilizado por geradores

síncronos. Um gerador síncrono a funcionar como compensador síncrono permite variar

a potência reactiva trocada com a rede de uma forma contínua, constituindo-se como um

poderoso meio de regulação de tensão. No modo de funcionamento em que injecta

potência reactiva na rede, o compensador síncrono é designado por condensador

síncrono, enquanto na modo em que consome potência reactiva da rede é designado

por reactância síncrona.

2.5.1.6. Arranque Autónomo

O arranque autónomo ou blackstart tem por finalidade facilitar a reposição de

serviço numa situação de tensão zero à escala regional ou nacional. Os geradores

necessitam de energia eléctrica para arrancar. Em condições normais de operação essa

energia eléctrica provém dos sistemas de transporte ou de distribuição. O arranque

autónomo baseia-se na capacidade que alguns grupos geradores apresentam para

arrancar sem recurso à rede, num intervalo de tempo determinado, mantendo a

estabilidade de funcionamento durante o processo de reposição de serviço.

Na prática, a capacidade de arranque autónomo de um grupo ou central assenta

na existência de baterias que permitem o arranque de pequenos grupos a diesel ou

turbinas a gás que são por sua vez utilizados para arrancar os grupos geradores da

central. Muitas vezes o serviço de arranque autónomo é assegurado por centrais

hidroeléctricas, que necessitam de pouca energia para arrancar e apresentam tempos de

arranque reduzidos. O serviço de arranque autónomo assume uma importância maior em

sistemas não interligados, nomeadamente, nos sistemas insulares.

Em Portugal continental, as centrais que apresentam capacidade de arranque

autónomo são a Central Hidroeléctrica de Castelo do Bode, a Central Termoeléctrica da

Tapada do Outeiro e a Central Termoeléctrica de Tunes.


23

2.5.1.7. Serviço de interruptibilidade

A Portaria n.º 592/2010, de 29 de Julho, estabelece as condições aplicáveis ao

serviço de interruptibilidade, a prestar por um consumidor de electricidade ao operador

da rede de transporte, bem como o regime retributivo do referido serviço e as

penalizações associadas a eventuais incumprimentos, no sentido de harmonizar as

condições de interruptibilidade no mercado ibérico.

O artigo 4.º da referida Portaria estabelece que a ERSE deve aprovar, sob

proposta do operador da rede de transporte, as especificações do sistema informático de

comunicações, execução e controlo da interruptibilidade que permita a verificação da

disponibilidade para reduzir potência, a comunicação das ordens de redução de

potência, a verificação do seu cumprimento e o processo de selecção dos consumidores

para deslastre nas situações de accionamento de interruptibilidade.

Por sua vez, a alínea d) do número 1 do artigo 8.º estabelece que a ERSE deve

aprovar as especificações técnicas para os equipamentos de medida, registo e controle a

instalar pelos consumidores de energia eléctrica que desejem prestar o serviço de

interruptibilidade.

Após análise e ponderação da proposta apresentada pelo operador da rede de

transporte, a ERSE aprovou através do seu Despacho n.º 18/2010, de 10 de Dezembro, o

“Procedimento do sistema de comunicações, execução e controlo do serviço de

interruptibilidade”.

2.6. Regulamentos

2.6.1. Regulamento de Operação das Redes

O Regulamento de Operação das Redes tem como objectivo estabelecer:

• As condições que permitam a gestão dos fluxos de electricidade na rede nacional

de transporte (RNT), assegurando a sua interoperacionalidade com as redes a que

esteja ligada, bem como os procedimentos destinados a garantir a sua

concretização e verificação.

• As condições em que o operador da rede transporte monitoriza as

indisponibilidades dos grandes centros electroprodutores e monitoriza as cotas das


24

grandes albufeiras, podendo, nos casos em que a garantia de abastecimento esteja

em causa, alterar os planos de indisponibilidades dos centros electroprodutores.

• As garantias do acesso dos operadores da rede à informação das características

técnicas das instalações ligadas à RNT ou às redes de distribuição, que os habilite

à realização de análises e estudos técnicos necessários para o desempenho das

suas funções.

• As condições para a verificação técnica da exploração e a adaptação em tempo

real da produção ao consumo, mediante a contratação e mobilização de serviços

de sistema.

Pela sua natureza, este regulamento tem uma incidência particular sobre o Gestor

Técnico Global do Sistema, que, para além das actividades acima descritas, assegura a

coordenação do funcionamento das instalações do SEN e das instalações ligadas a este

sistema, abrangendo, entre outras, as seguintes atribuições:

• Gestão das interligações, nomeadamente a determinação da capacidade de

interligação disponível para fins comerciais.

• Identificação das necessidades e gestão dos de serviços de sistema necessários ao

equilíbrio entre produção e consumo, e à operação em segurança do sistema

eléctrico.

• Previsão da utilização dos equipamentos de produção e do nível das reservas

hidroeléctricas necessários à garantia de segurança de abastecimento, no curto e

no médio prazos.

O Regulamento de Operação das Redes prevê ainda a existência do Manual de

Procedimentos da Gestão Global do Sistema, contendo o detalhe e matérias de carácter

procedimental associadas às actividades que desempenha, a aprovar pela ERSE, na

sequência de proposta a apresentar pelo operador da rede de transporte, no prazo de 120

dias a contar da data de entrada em vigor do presente Regulamento.

A revisão do Regulamento de Operação das Redes foi aprovada pela ERSE através do

seu Despacho n.º 17/2010, em 10 de Dezembro, após a 33.ª Consulta Pública da ERSE.


25

2.6.2. Regulamento da Rede de Transporte

O Regulamento da Rede de Transporte (RRT), aprovado pela Portaria n.º

596/2010, de 30 de Julho (1.ª Série), tem por objectivo estabelecer as condições técnicas

de exploração da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT), bem como

as condições técnicas de ligação dos utilizadores à RNT, e condições técnicas de

exploração do interface entre as instalações dos utilizadores e a RNT.

O Regulamento da Rede de Transporte determina um conjunto de obrigações,

direitos e deveres da entidade concessionária da RNT, nomeadamente:

• O dever de proceder ao planeamento e desenvolvimento da RNT, de modo a

garantir a satisfação das necessidades dos seus utilizadores.

• O dever de elaborar e manter actualizado o cadastro da informação técnica relativa

à RNT, designadamente dos vários elementos que constituem a RNT.

• As obrigações e deveres associados à gestão técnica do sistema eléctrico nacional,

nomeadamente a gestão do equilíbrio em tempo real entre a produção e consumo;

a coordenação do funcionamento da RNT, incluindo a gestão das interligações; a

coordenação das indisponibilidades da RNT.

• As obrigações de elaboração e actualização dos registo da exploração ocorrida na

RNT.

• Obrigações de prestação de informação relacionada com as ligações de

utilizadores à RNT.

• Os direitos de actuação na RNT e realização de manobras de exploração em caso

de incidente.

Inclui ainda disposições relativas a:

• Relacionamento entre os operadores da rede de transporte e da rede de

distribuição.

• Padrões de segurança para planeamento da RNT.


26

3. Actualização da Rede Nacional de Transporte no Powerworld

3.1. O software PowerWorld Simulator

O PowerWorld Simulator é um pacote interactivo de simulação de sistemas de

potência desenhado para simular a operação de sistemas de potência de alta tensão em

intervalos que vão desde alguns minutos até vários dias. O programa contém um pacote

de análise altamente eficiente capaz de solucionar sistemas com até 100000 barramentos

[6].

O simulador suporta o modelo detalhado de transformadores LTC, compensadores

reactivos, curvas de capacidade reactiva de geradores, curvas de custo da produção, faz

o agendamento das cargas e o despacho das centrais, faz o controlo remoto dos

barramentos. É possível ter acesso a todos os parâmetros do modelo, funções e

ferramentas, o que proporciona uma grande facilidade de uso e uma curva de

aprendizagem modesta. Usando os diagramas unifilares e os diálogos de informação, é

possível construir e modificar um modelo graficamente e verificar de maneira

conveniente que as mudanças realizadas som correctas. Este simulador permite

construir novos casos desde o princípio ou começar com modelos de fluxo de potência

existentes. Na figura 3.1 é possível verificar a área de trabalho do PowerWorld

Simulator.

Figura 2 Área de trabalho do PowerWorld Simulator


27

3.2. Actualização das cargas

Em 2006 o consumo total abastecido pelo SEP registou o valor de 49,2 TWh, dos

quais 85% respeitante aos clientes do SEP e os restantes 15% aos do SENV.

Em 2009 o consumo total abastecido pela rede pública registou o valor de 49,9

TWh, dos quais 82 % respeitante aos clientes com tarifa regulada e os restantes 18 %

aos aderentes ao mercado liberalizado. Na tabela 3.1 e no gráfico 3.1 é possível verificar

a evolução do consumo de energia eléctrica desde 2006 a 2009.

Tabela 6 Evolução da carga de 2006 a 2009

Gráfico 5 Evolução das cargas de 2006 a 2009

O aumento de consumo registado de 2006 para 2007 foi de 1,8%. De 2007 para

2008 o aumento do consumo ficou-se pelos 1,06%, revelando o início de uma queda do

consumo. Em 2009, o consumo relativamente ao ano anterior verificou uma diminuição

48000

48500

49000

49500

50000

50500

51000

2006 2007 2008 2009

GW

h

Consumo (GWh)

2006 49175

2007 50062

2008 50595

2009 49865


28

de 1,44%, o que se pode justificar com a crise económica que levou ao encerramento de

várias empresas e até à mudança dos hábitos das pessoas.

O consumo da rede encontra-se espalhada ao longo de todo o território e são

contabilizadas de acordo com as potências registadas nos barramentos.

Uma vez que o objectivo é apresentar a actualização da rede no ano de 2006 para

2009, apresentamos no anexo A do ficheiro Excel os valores da carga para o Inverno

máximo de 2009. Foram usados estes valores pois representam o consumo máximo

registado ao longo do ano.

3.3. Actualização das subestações

As subestações encontram-se distribuídas de Norte a Sul do país. Em 2006

estavam em serviço 50 subestações ao serviço da REN com uma potência total instalada

de 21,13 GVA. Essa potência encontra-se distribuída por 115 transformadores de

potência e 25 autotransformadores de potência. A potência transformação é de 13,26

GVA e a de autotransformação é de 7,87 GVA. Até 2009 entraram em serviço mais 12

subestações. São elas as subestações de Alqueva, Carrapatelo, Carvoeira, Castelo

Branco, Estremoz, Frades, Macedo de Cavaleiros, Pedralva, Penela, Tábua, Trafaria e

Vila Pouca de Aguiar. Para esta data a potência total instalada nas subestações

contabiliza-se em 28,23 GVA, representando um aumento de potência de transformação

instalada de 7,1 GVA ou 33,59%. Esta potência referida encontra-se distribuída por 138

transformadores de potência e 31 autotransformadores. A potência de transformação é

de 17,53 GVA, representando um aumento de 32,2% em relação a 2006 e a potência de

autotransformação é de 10,70 GVA, sendo um aumento de 35,95% também em relação

ao ano de 2006.

As subestações e os seus transformadores e autotransformadores de potência

agregados encontram-se no anexo B do ficheiro Excel.

A compensação da energia reactiva é feita por baterias de condensadores

instaladas ao longo da rede nas diversas subestações. Em 2006 encontrava-se instalada

uma potência reactiva de 1250 MVAr distribuídas em 26 subestações. Em 2009 o


29

número de subestações com compensação de energia reactiva passou a ser 26 com uma

potência total instalada de 1500 MVAr, traduzindo-se num aumento de 250 MVAr.

No anexo C do ficheiro Excel encontra-se uma listagem das subestações com

baterias de condensadores agregadas.

3.4. Actualização das linhas

As linhas de transporte fazem o transporte de energia eléctrica desde os pontos

de produção nacionais ou de interligação com a rede espanhola até às subestações da

EDP Distribuição. O transporte de energia eléctrica em Portugal é feito em três níveis

de tensão distintos: 400 kV, 220 kV e 150 kV. Em 2006 o comprimento total das linhas

de transporte de 400 kV era de 1507 km, de 220 kV era de 3080 km e de 150 kV era de

2431 correspondendo a um total de 7018 km. Em 2009 existiam em Portugal 1609 km

de linhas a 400 kV, correspondendo a um aumento de 102 km, 3289 km de linhas a 220

kV, correspondendo a um aumento de 209 km, e 2671 km de linhas a 150kV,

representando um aumento de 240 km.

As linhas que entraram e saíram de serviço durante o período de 2006 a 2009

encontram-se no anexo D do ficheiro Excel.

Figura 3 Configuração da Rede Nacional de Transporte Actualizada


30

4. Resultados e Análise

Neste capítulo são apresentados os resultados da simulação da rede no PowerWorld

depois de ter sido actualizada para o ano de 2010. Vamos fazer uma análise comparativa

dos resultados da nossa simulação com os resultados apresentados no relatório da REN.

Os resultados obtidos representam o estado da rede para o Inverno máximo

correspondente ao consumo máximo registado durante o Inverno. Este consumo foi

registado no dia 24 de Março de 2010 às 14:00.

O barramento de compensação e referência está ligado à central térmica de Sines.

Esta é uma central que funciona a carvão com 4 grupos geradores de 298 MW cada,

totalizando uma potência instalada de 1192 MW. Para compensar a carga máxima na

rede, a central de Sines injectou 958 MW e 57 MVAr. Fazendo uma comparação com

os resultados disponibilizados pela REN, verificamos que os nossos resultados da

simulação foram idênticos. No relatório da REN a central de Sines injectou 967 MW e -

10 MVAr. O trânsito de potências na rede simulado apresentou o mesmo sentido,

diferenciando em alguns casos no valor da potência transitada. Estas pequenas variações

podem dever-se ao facto de que, no relatório da REN, as máquinas primárias de

produção de energia são reais e diferenciam entre si conforme a tecnologia empregada,

enquanto que na nossa simulação as máquinas primárias não diferenciam entre si. Isto

fez com que o valor da energia reactiva injectada por cada central da nossa simulação

não correspondesse com os valores das energias reactivas injectadas pelas centrais reais.

O comportamento dinâmico da nossa rede simulada pode ser consultado no ficheiro

PowerWorld respeitante à simulação.


31

5. Conclusão

Neste trabalho actualizou-se a Rede Nacional de Transporte de electricidade no

PowerWorld no qual foi simulado e analisado o comportamento da rede para o Inverno

máximo de 2010.

O modelo da rede foi actualizado considerando os barramentos, transformadores,

autotransformadores, baterias de condensadores, linhas e cargas que entraram e que

saíram de serviço entre o período de 2006 e 2009.

O barramento de compensação e referência foi, como já dito anteriormente, a central

de Sines por ser uma das centrais com maior potência instalada e pela sua localização

geográfica.

De 2006 a 2008 o consumo teve um crescimento na ordem de 1,4% e de 2008 para

2009 registou-se uma quebra de 1,44% como possível consequência da crise económica

vivida no país.

De 2006 a 2009 houve um aumento de 551 km de linha, entraram em serviço 12

subestações, 23 transformadores e 6 autotransformadores. Houve um aumento de

potência instalada nas subestações de 7,1 GVA. Quanto às baterias de condensadores

instaladas na rede só houve um acréscimo de 250 MVAr.


32

6.Referências Bibliográficas [1] Redes de Energias Nacionais.Electricidade-Cadeia de Valor. Acedido em 8 de Janeiro de

2011, em: www.ren.pt. [2] ERSE.electricidade-actividades do sector.Acedido em 8 de Janeiro de 2011,

em www.erse.pt. [3] Redes de Energias Nacionais.Electricidade-Transporte. Acedido em 8 de Janeiro de

2011, em: www.ren.pt. [4] ERSE.electricidade-actividades do sector.transporte.Acedido em 8 de Janeiro de 2011,

em www.erse.pt. [5] ERSE.electricidade-actividades do sector.regulamentos.Acedido em 8 de Janeiro de

2011, em www.erse.pt. [6]PowerWorld Corporation.Product Features- Simulator Features.Acedido em 12 de

Janeiro de 2011, em: www.powerworld.com.

http://www.ren.pt/

http://www.erse.pt/

http://www.ren.pt/

http://www.erse.pt/

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http://www.powerworld.com/

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