elaboração de modelos matemáticos para simulação das...

Estudo de Estabilidade Dinâmica de Redes Eléctricas

para Determinação das Perturbações das Energias

Renováveis sobre os Sistemas Elétricos das Ilhas da

Madeira e do Porto Santo

Fase 1

Elaboração de modelos matemáticos para

simulação das redes eléctricas das ilhas da

Madeira e do Porto Santo

Sócio: AREAM - Agência Regional da Energia e Ambiente da Região

Autónoma da Madeira

Autor: Cie3 - Centro para a Inovação em Engenharia Electrotécnica e

Energia

Data: Fevereiro de 2012

PROGRAMA MAC 2007 - 2013

Código: MAC/2/C113

TRES

TRansição para um modelo Energético Sustentável para a Madeira, Açores e Canárias

Elaboração de modelos matemáticos para simulação das redes eléctricas das ilhas da Madeira e do Porto Santo - Estudo de Estabilidade Dinâmica de Redes Eléctricas para Determinação das Perturbações das Energias Renováveis sobre os Sistemas Elétricos das Ilhas da Madeira e do Porto Santo

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AUTORES

José Manuel Ferreira de Jesus, Professor Associado c/ Agregação

Rui Manuel Gameiro de Castro, Professor Auxiliar

Maria Eduarda de Sampaio Pinto de Almeida Pedro, Professora Auxiliar


Código: MAC/2/C113

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SIGLAS E ABREVIATURAS

AREAM Agência Regional de Energia e Ambiente da Região Autónoma da Madeira

EEM Empresa de Eletricidade da Madeira, S.A.

IST/Cie3 Centro para Inovação em Engenharia Eletrotécnica e Energia do Instituto Superior

Técnico

RAM Região Autónoma da Madeira

GEOL Gerador Eólico

PE Parque Eólico

PVF Parque Fotovoltaico

MSVV Máquina Síncrona de Velocidade Variável

MIDA Máquina de Indução Duplamente Alimentada

MIRG Máquina de Indução de Rotor em Gaiola

PV Ponta de Verão

VI Vazio de Inverno

CTV Central da Vitória

V Tensão


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ÍNDICE

AUTORES ...................................................................................................................................... 2

Siglas e abreviaturas ...................................................................................................................... 3

1. Introdução ............................................................................................................................. 6

2. Modelos utilizados ................................................................................................................. 8

2.1. Modelos dos Geradores Síncronos ................................................................................... 9

2.2. Modelos dos Geradores de Indução de Rotor em Gaiola (MIRG) ................................... 12

2.3. Modelos dos Geradores de Indução Duplamente Alimentados (MIDA) e das Máquinas

Síncronas de Velocidade Variável (MSVV) ..................................................................... 17

2.4. Modelos dos Reguladores de Tensão ............................................................................. 25

2.5. Modelos dos Reguladores Carga-Velocidade ................................................................. 27

2.6. Modelo dos Painéis Fotovoltaicos ................................................................................... 33

2.7. Sistemas de Proteção dos Geradores Eólicos e Painéis Fotovoltaicos ........................... 34

2.8. Modelos do Sistema de Deslastre de Cargas .................................................................. 37

3. Regime Estacionário ............................................................................................................ 39

3.1. Previsão de Carga para 2020 e Cenários de Afetação e Despacho da Geração ............ 39

3.2. Regime Estacionário ....................................................................................................... 45

3.2.1. Ilha da Madeira ........................................................................................................ 46

3.2.2. Ilha de Porto Santo ................................................................................................... 50

4. Seleção Preliminar de Perturbações a Simular .................................................................... 53

4.1. Seleção dos Locais para Simular a Ocorrência dos Defeitos .......................................... 54

4.2. Exemplo do Impacte de Rajadas de Vento ..................................................................... 57

4.3. Exemplo do Impacte da variação da velocidade do vento ............................................... 61

4.4. Exemplo do Impacte da Variação da Irradiância Solar .................................................... 65

5. Conclusões e Prossecução dos Estudos ............................................................................. 68


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1. INTRODUÇÃO

Este relatório trata-se da primeira fase de um estudo que visa avaliar o impacte que o aumento de

potência instalada em energias renováveis tem sobre as redes eléctricas das ilhas da Madeira e do

Porto Santo até o ano 2020, e enquadra-se no projeto TRES - Transição para um modelo

Energético Sustentável para a Madeira, Açores e Canárias, co-financiado pelo Programa

Transnacional MAC 2007-2013.

Com este objetivo, a AREAM adjudicou ao Instituto Superior Técnico – Centro para a Inovação em

Engenharia Electrotecnia e Energia, IST/Cie3, um estudo que visa avaliar o montante de potência

eólica e fotovoltaica instalada que é tecnicamente admissível no ano alvo estipulado, 2020.

Para a ilha da Madeira, a AREAM propõe que se estude a viabilidade de ter, no ano de 2020, uma

potência eólica máxima instalada de 150 MW e uma potência fotovoltaica máxima instalada de 50

MW. Para a ilha de Porto Santo estes montantes seriam, para o mesmo ano, de 4 MW e 5 MW,

respectivamente.

Para a realização deste estudo, a AREAM forneceu ao IST/Cie3 os dados respeitantes às

configurações das redes de energia eléctrica das ilhas da Madeira e do Porto Santo em 2010.

Para o ano de 2020, a AREAM prevê a existência de dois novos aproveitamentos hidroelétricos

com bombagem na ilha da Madeira. A central da “Calheta 3” terá 30 MW de geração e cerca de 18

MW de bombagem. Esta central deverá estar ligada à rede em 2014. A central do “Chão da Lagoa”

terá características semelhantes à central da “Calheta 3”.

O presente relatório, fase 1 do estudo, encontra-se organizado em 5 capítulos:

No Capítulo 2 descrevem-se os modelos e os parâmetros que serão utilizados para a

realização do estudo.

No Capítulo 3 são feitas as projecções de consumo nas ilhas da Madeira e do Porto Santo

para o ano alvo, 2020, e são efectuados estudos em regime estacionário das redes

eléctricas da RAM nos anos de 2010 e 2020. Os estudos realizados para o ano de 2020

assumem a não existência de reforços, nem na potência das linhas de transporte e

distribuição, nem na potência dos transformadores.

No Capítulo 4 desenvolve-se uma metodologia para a escolha dos locais da rede eléctrica

da ilha da Madeira onde vão ser simulados os defeitos que permitem avaliar o

comportamento transitório desta rede. Neste capítulo é ainda realizado um estudo

preliminar do impacte que rajadas de vento e/ou variações da velocidade média do vento

têm na dinâmica das redes eléctricas da ilha da Madeira. É também realizado um estudo


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preliminar do impacte das variações da irradiância solar na resposta transitória da rede da

ilha de Porto Santo.

No capítulo 5 relatam-se as principais conclusões do trabalho realizado até ao momento e

apresentam-se os dados que a AREAM deve disponibilizar para a continuação dos estudos.


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2. MODELOS UTILIZADOS

Neste capítulo, apresenta-se os modelos que serão utilizados nos estudos das redes eléctricas das

ilhas da Madeira e do Porto Santo.

Em 2010 já se encontravam instalados os quatro grupos novos na central térmica da “Vitória”, três

grupos Diesel, com uma potência nominal unitária de 20,6 MVA, e uma turbina a vapor, com uma

potência nominal unitária de 5 MVA. O vapor necessário para o funcionamento desta turbina é

produzido por uma caldeira que recupera a energia térmica dissipada nos grupos Diesel, pelo que

a potência disponível na turbina a vapor depende do estado de carga dos grupos Diesel.

No ano de 2010, a potência eólica instalada na ilha da Madeira era de 43,9 MW, sendo o valor

desta potência instalada no Porto Santo igual a 1,11 MW. Neste mesmo ano, a potência

fotovoltaica instalada na ilha da Madeira era igual a 6 MW, sendo a potência fotovoltaica instalada

na ilha do Porto Santo igual a 2 MW. Na ilha da Madeira, em 2011, entraram em funcionamento

dois novos PFV com uma potência instalada total de 9 MW, pelo que, actualmente, na ilha da

Madeira, a potência fotovoltaica instalada totaliza 15 MW.

As tecnologias utilizadas nos geradores eólicos instalados nas ilhas da Madeira e do Porto Santo

são as seguintes:

Geradores directamente ligados à rede de energia eléctrica equipados com máquinas de

indução de rotor em gaiola (MIRG – tipo I).

Geradores directamente ligados à rede de energia eléctrica equipados com máquinas de

indução de rotor bobinado (MIRG – tipo II).

Geradores ligados à rede de energia eléctrica através de conversores corrente

alternada / corrente contínua / corrente alternada (ca/cc/ca) equipados com máquinas de

indução duplamente alimentadas (MIDA).

Geradores ligados à rede de energia eléctrica através de conversores corrente

alternada / corrente contínua / corrente alternada, equipados com máquinas síncronas de

velocidade variável (MSVV).

Os geradores eólicos da ENERGÓLICA e Porto Santo EEM estão equipados com máquinas de

indução de rotor em gaiola, sendo que os geradores eólicos da ENEREEM estão equipados com

geradores de indução de rotor bobinado. Nestes últimos geradores, a resistência do rotor é variável

para maximizar o rendimento das máquinas. Tanto uns como outros são genericamente

classificados como MIRG. Contudo, como as tecnologias não são iguais, optou-se por os classificar

como MIRG tipo I e II, respectivamente.


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Actualmente, a maioria das empresas concessionárias das redes de transporte têm produzido

códigos de ligação de GEOL à rede, onde se estipula que estes não sejam desligados durante a

ocorrência de cavas de tensão e que, durante a ocorrência destas, injectem potência reactiva na

rede. Os geradores eólicos do tipo MIRG não obedecem a estes requisitos, pelo que são

desligados aquando da ocorrência de cavas de tensão. O mesmo sucede com os PFV, ou seja,

estes são desligados aquando da ocorrência de cavas de tensão.

Admite-se que todos os geradores eólicos do tipo MIDA e MSVV estão equipados com sistemas

que lhes permitem resistir às cavas de tensão, obedecendo assim às especificações produzidas

nos códigos de rede estabelecidos pelas entidades concessionárias das redes de

transporte/distribuição, no caso vertente, a EEM.

2.1. MODELOS DOS GERADORES SÍNCRONOS

A grande maioria das centrais hidroeléctricas e térmicas que compõem o sistema electroprodutor

da RAM estão equipadas com máquinas síncronas de polos salientes.

Para os estudos em regime estacionário, os geradores síncronos das centrais são modelados

como nós do tipo “potência activa constante – módulo da tensão constante” (nós tipo PV). Para

este tipo de nós, o programa utilizado “PSS/E1” solicita, adicionalmente, os limites de produção

máximo e mínimo de potência reactiva, a potência nominal da máquina em MVA e a reactância

subtransitória da máquina na base da potência nominal desta.

Para as simulações em regime transitório, existe na biblioteca do PSS/E-32 um modelo, “GENSAL”,

que é o adequado para simular este tipo de máquinas. Os dados a fornecer a este modelo têm

como grandezas base a potência nominal e a tensão nominal da máquina, e compreendem as

constantes de tempo transitórias e subtransitórias em vazio (T’d0, T’’d0 e T’’q0), a constante de inércia

(H), o amortecimento (D), as reactâncias síncronas, transitórias, subtransitórias e de dispersão do

estator (Xd, Xq, X’d, X’’d e Xl) e a característica de magnetização da máquina.

Para as centrais térmicas existentes na RAM, a AREAM disponibilizou ao IST/Cie3 os dados

necessários para fornecer aos modelos utilizados. Para os grupos existentes nestas centrais foi

apenas necessário arbitrar os valores das reactâncias de dispersão do estator, Xl, e os parâmetros

da característica de magnetização, tendo sido considerados valores típicos para este tipo de

máquinas.

Para os novos grupos Diesel instalados na central térmica da “Vitória”, (G17CTV, G18CTV,

G19CTV e G20CTV), foram considerados os parâmetros constantes nos documentos

disponibilizados pela AREAM.

1 PSS®E Version 32, Siemens PTI – Software Solutions.


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Para os grupos das centrais hídricas existentes na ilha da Madeira assumiram-se valores típicos

baseados na potência nominal das máquinas e na sua velocidade de rotação destas.

Os parâmetros dos grupos da nova central reversível da “Calheta”, denominada GR2CAV, foram

considerados idênticos aos dos grupos da central dos “Socorridos”.

As Tabelas 1 e 2 (Madeira, centrais térmicas e hídricas, respectivamente), e a Tabela 3 (Porto

Santo, centrais térmicas), listam os dados usados nos estudos em regime estacionário e transitório.

Tabela 1: Dados dos geradores síncronors; centrais térmicas; Madeira

Barramentos GRMSR GRCTC G1CTV e G2CTV G3CTV G4CTV a G6CTV G7CTV a G10CTVG11CTV a

G15CTV

G17CTV a

G19CTVG20CTV

Un (kV) 6,6 11 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 11 11

Sn (MVA) 6 37,5 9,8 9,8 10 12,5 12,5 20,7 5,85

Pn (MW) 8,82 30,1 7,84 7,84 8 10 10 17 4,68

Cos(F) 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

Pmax (MW) 4,8 30,3 6 5 6,9 9,4 10,1 17 4,68

Pmin(MW) 4,8 5 4 4 4,5 6,3 6,8 8,5 0

H (s) para Sb=Sn 2,52 7,34 2,52 2,52 5,36 6,32 7,34 7,34 5

D (p.u/Hz) 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

Rs ( pu) 0,000 0 0 0 0 0 0 0 0

Xd (pu) 2,254 1,431 1,74 1,74 2,001 1,183 1,431 1,874 2,11

Xq (pu) 1,127 0,941 0,741 0,741 1,241 0,752 0,941 0,945 1,06

X'd (pu) 0,311 0,288 0,411 0,411 0,301 0,278 0,288 0,324 0,285

X'q (pu) - - - - - - - - -

X''d (pu) 0,172 0,212 0,271 0,271 0,201 0,188 0,212 0,198 0,195

Xl (pu) 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,172 0,15

X''q (pu) 0,172 0,212 0,271 0,271 0,201 0,188 0,212 0,224 0,195

Xi (pu) 0,172 0,212 0,271 0,271 0,201 0,188 0,212 0,267 0,205

Xo (pu) 0,089 0,094 0,1401 0,1401 0,086 0,075 0,094 0,105 0,058

T'd0 (s) 5,03 2,98 4,4 4,4 3,53 4,47 2,98 9,298 4,4

T''d0 (s) 0,08 0,04 0,11 0,11 0,02 0,06 0,04 0,02962 0,03

T''q0 (s) 0,19 0,12 0,19 0,19 0,09 0,17 0,12 0,1296 0,1

Geradores Síncronos das Centrais Térmicas e da Central de Residuos Sólidos - Madeira


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Tabela 2: Dados dos geradores síncronos; centrais hídricas; Madeira

Tabela 3: Dados dos geradores síncronos; centrais térmicas; Porto Santo

Barramentos GRSCR G1RDJ e G2RDJ GRCAV_1 GRCAV_2GR2CAV_1 e

GR2CAV_2GRCTI G1SDA e G2SDA

GR1FDN e

GR2FDNGRFDP GRSTQ

Un (kV) 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 0,4 6,6

Sn (MVA) 30 2 3 2,7 20 8,8 2 1,5 2,1 2,1

Pmax (MW) 24 1,5 2,4 2,1 15 7,3 2 1,5 1,7 1,7

Pmin (MW) 2 0,75 1,2 0,3 2 1,825 0,6 0,6 1,7 1,7

H (s) para Sb=Sn 8,500 4,000 4,240 4,240 8,500 2,06 3,06 4 4 4

D (p.u/Hz) 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

Rs (pu) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Xd (pu) 1,52 1,15 1,15 1,15 1,52 1,52 1,15 1,15 2,11 1,15

Xq (pu) 1 0,75 0,75 0,75 1 1 0,75 0,75 1,1 0,75

X'd (pu) 0,2 0,37 0,37 0,37 0,2 0,2 0,37 0,37 0,26 0,37

X'q (pu) - - - - - - - - - -

Xl (ou) 0,1 0,15 0,15 0,15 0,10 0,10 0,15 0,15 0,15 0,15

X''d (pu) 0,13 0,24 0,24 0,24 0,13 0,13 0,24 0,24 0,2 0,24

X''q(pu) 0,13 0,24 0,24 0,24 0,13 0,13 0,24 0,24 0,2 0,24

T'd0 (s) 3,8 1,55 1,55 1,55 3,8 3,8 1,55 1,55 2,47 1,55

T''d0 (s) 0,015 0,015 0,015 0,015 0,015 0,015 0,015 0,015 0,018 0,015

T''q0 (s) 0,077 0,031 0,031 0,031 0,077 0,077 0,031 0,031 0,055 0,031

Geradores Síncronos das Centrais Hidroeléctricas - Madeira

Barramentos G1CNP e G2CNP G3CNP a G6CNP

Un (kV) 6,6 6,6

Sn (MVA) 3,5 5,16

Pn (MW) 1,5 3,4

Cos(F) 0,8 0,8

Pmax (MW) 1,5 3,4

Pmin(MW) 0,8 1,7

H (s) para Sb=Sn 7,34 7,34

D (pu/Hz) 0,01 0,01

Rs ( pu) 0 0

Xd (pu) 1,431 1,431

Xq (pu) 0,941 0,941

X'd (pu) 0,288 0,288

X'q (pu) - -

X''d (pu) 0,212 0,212

Xl (pu) 0,15 0,15

X''q (pu) 0,212 0,212

Xi (pu) 0,212 0,212

Xo (pu) 0,094 0,094

T'd0 (s) 2,98 2,98

T''d0 (s) 0,04 0,04

T''q0 (s) 0,12 0,12

Geradores Síncronos das Centrais Térmicas - Porto

Santo


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2.2. MODELOS DOS GERADORES DE INDUÇÃO DE ROTOR EM GAIOLA (MIRG)

Os GEOL inicialmente instalados na RAM encontram-se equipados com geradores de indução com

o rotor quer bobinado quer em gaiola. Acresce que, na ilha da Madeira, as centrais hídricas do

“Lombo do Brasil” e da “Terça” encontram-se também equipadas com geradores de indução de

rotor em gaiola.

Para estudos em regime estacionário, os modelos deste tipo de máquinas são similares aos

modelos utilizados para as máquinas síncronas, os quais se encontram descritos na secção 2.1. A

única diferença prende-se com os limites de potência reactiva: como as máquinas de indução são

consumidoras líquidas de potência reactiva, os limites máximo e mínimo desta potência são iguais

e iguais ao valor de potência reactiva consumida nas condições de carga em que a máquina de

indução se encontra.

Para os estudos em regime transitório são utilizados, para estas máquinas, os modelos “CIMTR3”,

“Generic WT1” e “Generic WT2”, que se encontra na biblioteca do PSS/E-32. O modelo “CIMTR3” é

utilizado para modelar os geradores de indução que equipam as centrais hídricas do “Lombo do

Brasil” e da “Terça”. O modelo “Generic WT1” é utilizado para modelar os GEOL da ENERGÓLICA

(PE2, PE3 e PE4) e Porto Santo EEM, sendo o modelo “Generic WT2” utilizado para modelar os

GEOL da ENEREEM (PE1) e Porto Santo ENEREEM.

Os modelos “Generic WT1” e “Generic WT2”, para além do modelo do gerador de indução (de rotor

em gaiola, no caso do modelo “Generic WT1” e de rotor bobinado, com resistência rotórica variável,

no caso do modelo “Generic WT2”), englobam o modelo do veio, o modelo da turbina eólica e, no

caso do modelo “Generic WT2”, o modelo do controlador da resistência rotórica. O modelo do

gerador do modelo “Generic WT1” é idêntico ao modelo “CIMTR3”.

Nas Figuras 1, 2 e 3, apresentam-se os diagramas de blocos do modelo do veio, do modelo da

turbina e do controlador da resistência rotórica, respectivamente.


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Figura 1: Diagrama de blocos do modelo do veio; modelos “Generic WT1” e “Generic WT2”2

Figura 2: Diagrama de blocos do modelo da turbina; modelos “Generic WT1” e “Generic WT2”

2 Os diagramas de blocos apresentados neste documento foram retirados do Manual de Instruções “PSS®E 32.0.5 – Online Documentation”, PSS®E Version 32.0.5, Siemens PTI – Software Solutions, October 2010.


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Figura 3: Diagrama de blocos do controlador da resistência rotórica; modelo “Generic WT2”

Os dados a fornecer ao modelo “CIMTR3” têm como grandezas base a potência nominal e a

tensão nominal da máquina e compreendem as constantes de tempo associadas à máquina ser de

gaiola simples ou dupla (T’ e T’’), a constante de inércia (H), o amortecimento (D), as reactâncias

síncronas, X, transitórias, X’, subtransitórias (só no caso da máquina ser de dupla gaiola), X’’, de

dispersão do estator, Xl, e a característica de magnetização da máquina.

A Tabela 4 descrimina os valores dos dados fornecidos aos modelos dos geradores utilizados para

modelação das centrais / parques eólicos equipados com geradores de indução de rotor em gaiola

nas ilhas da Madeira e do Porto Santo. A maioria dos dados introduzidos nos modelos foi fornecida

pela AREAM, com a excepção dos dados correspondentes à característica de magnetização das

máquinas, tendo, neste caso, sido utilizados valores típicos.

Na Tabela 5 apresentam-se os dados respeitantes ao modelo das máquinas de indução com rotor

bobinado e resistência rotórica variável.


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Tabela 4: Dados dos geradores de indução de rótor eem gaiola

GR1PE2GR2PE2 a

GR6PE2PE3 e PE4

GRWP1

(PS-EEM)GRLBR GRTER

Un (kV) 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

Sn (kVA) 147,7 170,5 170,5 250 190 900

Pmax (kW) 130 150 150 225 180 720

Pmin (kW) 0 0 0 0 150 720

T' (pu) 0,79 0,79 0,79 0,52 0,43 0,46

T'' (pu) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

H (s) - - - - 0,16 4,00

X (pu) 1,66 1,92 1,92 2,49 2,29 4,72

X' (pu) 0,18 0,21 0,21 0,28 0,12 0,25

X'' (pu) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Xl (pu) 0,06 0,07 0,07 0,11 0,06 0,11

Xl (pu) 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

Xl (pu) 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07

Xl (pu) 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20

Xl (pu) 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28

Xl (pu) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Dados Geradores de Indução Rotor em Gaiola dos Parques Eólicos da RAM e

Centrais Hídricas da Madeira


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Tabela 5: Dados dos geradores de indução de rotor bobinado

Na Tabela 6 apresentam-se os dados respeitantes aos modelos do controlador da resistência

rotórica para os GEOL equipados com geradores de indução de rotor bobinado, os dados

respeitantes aos modelos do veio e os dados respeitantes aos modelos das turbinas eólicas para

os GEOL equipados com máquinas de indução de rotor em gaiola e máquinas de indução de rotor

bobinado.

PE1GRWP2

(PS-ENEREEM)

Un (kV) 0,69 0,69

Sn (kVA) 750 750

Pmax (kW) 660 660

Pmin (kW) 0 0

XA [pu] 0,1070 0,1070

XM [pu] 4,4270 4,4270

X1 0,1400 0,1400

R_ROT_MACH 0,0063 0,0063

R_ROT_MAX 0,1021 0,1021

E1 1,0000 1,0000

S(E1) 0,0000 0,0000

E2 1,2000 1,2000

S(E2) 0,0000 0,0000

Pref_1 0,0000 0,0000

Pref_2 0,0217 0,0217

Pref_3 0,8988 0,8988

Pref_4 0,9000 0,9000

Pref_5 0,9050 0,9050

Slip_1 0,0000 0,0000

Slip_2 0,0054 0,0054

Slip_3 0,0200 0,0200

Slip_4 0,0400 0,0400

Slip_5 0,1000 0,1000

Dados Geradores de Indução de Rotor Bobinado

da RAM


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TRES



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Tabela 6: Dados do controlador da resistência do rotor, veio e turbina dos GEOL tipo MIRG.

2.3. MODELOS DOS GERADORES DE INDUÇÃO DUPLAMENTE ALIMENTADOS (MIDA) E DAS MÁQUINAS SÍNCRONAS DE VELOCIDADE VARIÁVEL (MSVV)

Os GEOL recentemente instalados na ilha da Madeira são, na sua grande maioria, do tipo MIDA,

da Vestas. Os novos PE da Perform encontram-se equipados com GEOL do tipo MSVV, da Eozen.

O IST/Cie3 está a proceder à aquisição dos modelos dos GEOL da Vestas, modelos que foram

desenvolvidos para o programa PSS/E da Siemens, o programa utilizado neste estudo.

Por forma a prosseguir com os estudos, o IST/Cie3 decidiu, para este primeiro relatório, utilizar os

modelos dos GEOL de tipo MIDA e MSVV disponibilizados no PSS/E pelo fabricante General

Electric. A Eozen não tem modelos dos GEOL para o PSS/E, pelo que, para o caso dos GEOL do

tipo MSVV, torna-se necessário recorrer a modelos de GEOL deste tipo disponíveis no PSS/E.

Dado que a Generel Electric disponibiliza para o PSS/E modelos para os GEOL do tipo MIDA e

MSVV e que o IST/Cie3 já tem experiência em trabalhar com estes modelos, optou-se por recorrer

aos modelos deste fabricante nesta fase. Se os modelos da Vestas forem disponibilizados em

tempo útil, o IST/Cie3 substituirá os modelos dos GEOL de tipo MIDA da Generel Electric pelos

modelos da Vestas.

TipoWT2E1:

Resistência rotor

PE1 e

GRWP2 (PS-ENEREEM)

Tsp 0,05

Tpe 0,05

Ti 1,00

Kp 1,00

ROTRV_Max 0,99

Rotrv_Min 0,05

Tipo

PE1 e

GRWP2 (PS-ENEREEM)PE2, PE3 e PE4

GRWP1

(PS-EEM)

H 4,940 3,430 2,000

D 0,000 0,000 0,000

Htfrac 0,810 0,918 0,918

Freq1 1,500 5,000 5,000

Dshaft 0,300 1,000 1,000

WT12T1: Veio

Tipo

PE1 e

GRWP2 (PS-ENEREEM)

PE2, PE3, PE4 e

GRWP1 (PS-EEM)

Droop 0,015 0,015

KP 20,000 0,100

TI 1,000 0,050

TI 0,100 0,100

T2 0,100 0,100

TPE 0,100 0,100

LIMMAX 1,000 0,910

LIMMIN 0,250 0,250

WT12A1: Turbina


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A potência dos GEOL do tipo MIDA da Generel Electric é de 1,5 MW, sendo a potência dos GEOL

do tipo MSVV da Generel Electric de 2,5 MW. Os GEOL do tipo MIDA da Vestas instalados na ilha

da Madeira possuem potências de 850 kW e 3 MW (no Loiral 2). Os GEOL do tipo MSVV possuem

potência igual a 1,5 MW. Em virtude das diferenças da potência unitária das turbinas existentes, o

IST/Cie3 decidiu dimensionar os parques com base nas potências unitárias das turbinas da Generel

Electric, garantindo, no entanto, que o total da potência instalada em cada parque seria mantido.

Assim, no caso dos parques eólicos “Quinta do Lorde” (QL), “Pedras” (EPED), “Loiral I” (ELOI1),

Perform “Fonte do Juncal” e Perform “Norte” (PEN), o número de turbinas considerado é superior

ao existente na realidade (a potência unitária das turbinas instaladas é inferior à potência unitária

das turbinas da General Eletcric). No caso do PE “Loiral II” (ELOI2), o número de turbinas

consideradas é superior às instaladas neste parque. A Tabela 7 ilustra esta situação.

Tabela 7: Simulação dos GEOL Vestas/Eozen por GEOL General Electric.

De acordo com a documentação recebida da AREAM, a potência eólica total injectada será igual a

35,1 MW, valor que corresponde a 80% da potência eólica instalada. Como os parques simulados

com GEOL da General Electric têm um valor de potência instalada superior, a potência injectada

por estes parques é cerca de 75% da potência instalada.

Os modelos de GEOL utilizados integram três submodelos específicos tanto para os GEOL do tipo

MIDA como para os do tipo MSVV. Os submodelos específicos simulam a turbina e o controlador

da turbina, o gerador e os conversores, e os sistemas de controlo de geradores e conversores.

Para além destes submodelos, são ainda utilizados modelos para a velocidade do vento que serve

de input para o GEOL, e um modelo para o sistema de duas massas do rotor associado à caixa de

velocidades da turbina.

A Figura 4 descreve a ligação entre os vários modelos.

DescriçãoBarramento de

ligaçãoLocalização

Grupos

Vestas/EozenP_Inst Real (MW) Grupos GE P_Inst GE (MW)

Quinta do Lord PED3 Paúl da Serra 3x850 2,6 2x1500 3,0

ENEREEM Pedras PED3 Paúl da Serra 12x850 10,2 7x1500 10,5

ENEREEM Loiral I LOI3 Paúl da Serra 6x850 5,1 4x1500 6,0

ENEREEM Loiral II LOI3 Paúl da Serra 2x3000 6,0 4x1500 6,0

Perform Fonte do Juncal BDC3_1 Paúl da Serra 4x1500 6,0

Perform Norte BDC3_1 Paúl da Serra 4x1500 6,05x2500 12,5


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Figura 4: Diagrama de blocos dos modelos para simulação de GEOL do tipo MIDA/MSVV do PSS/E-32

Na modelação dos parques eólicos optou-se por modelar cada GEOL individualmente. A Figura 5

ilustra a modelação dos parques eólicos Perform “Norte” e Perform “Juncal”.

Para estes estudos optou-se por manter a maioria dos parâmetros que a General Electric

aconselha para os modelos que desenvolveu para os seus GEOL. Contudo, como os GEOL

instalados na ilha da Madeira pertencem a outros fabricantes (Vestas e Eozen), e para estes

estudos importa modelar de uma forma rigorosa o comportamento dos GEOL aquando da

ocorrência de perturbações, alguns dos parâmetros dos GEOL modelados terão parâmetros

diferentes dos sugeridos pela General Electric. Especificamente, pretende-se modelar, de uma

forma tão rigorosa quanto possível, a potência reactiva injectada pelos GEOL durante a ocorrência

de uma cava de tensão.


Código: MAC/2/C113

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Figura 5: : Representação dos parques eólicos Perform “Norte” e Perform “Fonte do Juncal”

Para ajudar a compreender o impacte da injecção de potência reactiva durante a ocorrência de

cavas de tensão, simulou-se um curto-circuito na Alta Tensão (AT) da subestação da “Vitória”

(VTO), com início em t = 0,1 s e duração 0,1 s. Observou-se o comportamento de um dos

aerogeradores do parque eólico das “Pedras” (EPED), tipo MIDA, e consideraram-se três

situações:

A – Parâmetros do fabricante.

B – Parâmetros alterados por forma a que a injecção de potência reactiva pelo GEOL seja

inferior à proposta pelo fabricante.

C – Parâmetros alterados por forma a que a injecção de potência reactiva pelo GEOL seja

inferior à injectada em B.

Nas Figuras 6, 7 e 8, ilustra-se a variação da tensão aos terminais de um GEOL do parque eólico

das “Pedras” (Figura 6), a variação da potência activa injectada por este GEOL durante este

período (Figura 7), e a variação da potência reactiva injectada por este mesmo GEOL no referido

período (Figura 8).


Código: MAC/2/C113

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Figura 6: Tensão aos terminais de um GEOL do PE das “Pedras” (EPED), tipo MIDA, quando da ocorrência de uma cava de tensão; defeito na AT da subestação da “Vitória”

Como é visível na Figura 6, quanto maior é a potência reactiva injectada aquando da ocorrência da

cava de tensão, menor a profundidade desta cava.

Figura 7: Potência activa injectada por um GEOL do PE das “Pedras” (EPED), tipo MIDA, quando da ocorrência de uma cava de tensão; defeito na AT da subestação da “Vitória”


Código: MAC/2/C113

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Conforme ilustrado na Figura 7, a potência activa injectada pelo GEOL do tipo MIDA durante a

ocorrência da cava de tensão é nula, não dependendo da quantidade de potência reactiva

injectada pelo GEOL.

Figura 8: Potência reactiva injectada por um GEOL do PE das “Pedras” (EPED), tipo MIDA, quando da ocorrência de uma cava de tensão; defeito na AT da subestação da “Vitória”

A Figura 8 ilustra a potência reactiva injectada durante a ocorrência das cavas de tensão.

Conforme acima referido, o caso A ilustra a potência reactiva injectada durante a ocorrência da

cava de tensão quando se utilizam os parâmetros aconselhados pelo fabricante destes GEOL

(General Electric). Os outros dois casos ilustrados na Figura 8 reportam situações em que se

alteraram os parâmetros aconselhados pelo fabricante por forma a diminuir o montante de potência

reactiva injectada durante a cava de tensão.

As Figuras 9, 10 e 11 ilustram situações idênticas às representadas nas Figuras 6,7 e 8 para um

GEOL do tipo MSVV. Desta feita, observa-se o comportamento de um GEOL do PE Perform

“Norte” e Perform “Juncal” (PEN), para o mesmo defeito simulado anteriormente.


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Figura 9: Tensão aos terminais de um GEOL do PE Perform “Norte” e Perform “Juncal” (PEN), tipo MSVV, quando da ocorrência de uma cava de tensão; defeito na AT da subestação da “Vitória”

Conforme é visível na Figura 9, a tensão aos terminais do GEOL no caso C apresenta um valor

inferior a 0,2 pu. Nestas condições, e tendo em conta as especificações impostas pela EEM aos

GEOL instalados na ilha da Madeira, as proteções deverão disparar, sendo os GEOL retirados de

serviço. Só para tensões aos terminais dos GEOL superiores a 0,2 pu é que a EEM impõe que os

GEOL não sejam desligados. Esta situação encontra-se ilustrada na Figura 10, no caso C, em que

se observa a desligação do GEOL.

Como é visível na Figura 10, o GEOL, no caso C, é retirado de serviço para t = 0,25 s,na sequência

da tensão aos seus terminais ter descido abaixo de 0,2 pu. Note-se que nos GEOL de tipo MSVV,

a potência activa injectada durante a ocorrência da cava de tensão não se anula, como sucede no

caso dos GEOL do tipo MIDA (ver Figura 8).


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Figura 10: : Potência activa injectada por um GEOL do PE Perform “Norte” e Perform “Juncal” (PEN), tipo MSVV, quando da ocorrência de uma cava de tensão; defeito na AT da subestação da “Vitória”

Figura 11: Potência reactiva injectada por um GEOL do PE Perform “Norte” e Perform “Juncal” (PEN), tipo MSVV, quando da ocorrência de uma cava de tensão; defeito na AT da subestação da “Vitória”

Conforme é visível na Figura 11, no caso C, alteraram-se os parâmetros do fabricante por forma a

garantir que, durante a ocorrência da cava de tensão, a potência reactiva injectada pelo GEOL

fosse nula. Da análise da Figura 9 e da Figura 11 pode concluir-se que a injeção de potência


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reactiva durante a ocorrência da cava de tensão assegura que a tensão aos terminais do GEOL se

mantém acima do valor que ocasiona o disparo do GEOL (V < 0,2 pu).

Por forma a modelar corretamente o comportamento dos GEOL da Vestas e da Eozen carece-se,

neste fase, de indicações quantitativas das potências activa e reactiva injectadas pelos GEOL

durante a ocorrência de cavas de tensão.

2.4. MODELOS DOS REGULADORES DE TENSÃO

Os dados fornecidos pela AREAM relativos aos reguladores de tensão associados aos grupos

síncronos existentes nas centrais da ilha da Madeira indiciam que estes equipamentos são

modelados recorrendo ao modelo “IEEET1” existente na biblioteca do PSS/E-32.

A Figura 12 ilustra o diagrama de blocos do modelo “IEEET1”.

Figura 12: Diagrama de blocos do regulador tensão “IEEET1”

Utilizando o PSS/E-32, realizou-se um teste específico ao modelo do regulador de tensão utilizando

os parâmetros fornecidos pela AREAM. Para cada regulador de tensão, foi aplicado um escalão na

tensão de referência, VREF, e analisada a resposta do regulador a este escalão de tensão. Os

resultados deste estudo conduziram à necessidade de ajustar alguns parâmetros fornecidos pela

AREAM, nomeadamente no que respeita os grupos G17CTV a G19CTV. Na maioria dos casos, o

ajuste do ganho da retroação diferencial, KF, revelou-se adequado à correção da resposta do

regulador face a um escalão na tensão de referência. Nalguns casos houve necessidade de ajustar

o parâmetro da excitatriz, TE.


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Para os reguladores de tensão dos geradores da nova central reversível da “Calheta”, GR2CAV,

foram considerados parâmetros idênticos aos dos reguladores de tensão dos grupos da central

hidroeléctrica dos “Socorridos”.

As tabelas 8 e 9 listam os dados fornecidos ao modelo “IEEET1” para cada uma das centrais

existentes nas ilhas da Madeira.

A Tabela 10 refere-se ao Porto Santo, que apenas possui uma central térmica.

Tabela 8: Dados dos reguladores de tensão; centrais térmicas; Madeira

Tabela 9: Dados dos reguladores de tensão; centrais hídricas; Madeira.

Barramentos GRMSR GRCTC G1CTV e G2CTV G3CTV G4CTV a G6CTV G7CTV a G10CTVG11CTV a

G15CTV

G17CTV a

G19CTVG20CTV

Ka 200 200 200 200 200 200 200 200 200

Ke 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Kf 0,067 0,12 0,12 0,12 0,12 0,075 0,072 0,12 0,07

Ta (s) 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,276

Te (s) 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,12

Tr (s) 0,023 0,023 0,023 0,023 0,023 0,023 0,023 0,023 0,033

Tf (s) 1 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 1

E1 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47

S(E1) 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035

E2 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5

S(E2) 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

Vmax (p.u.) 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 5

Vmin (p.u.) -2,5 -2,5 -2,5 -2,5 -2,5 -2,5 -2,5 -2,5 -5,1

Sistema de Excitação e Regulador Automático de Tensão (AVR) - Centrais Térmicas - IEEET1

Barramentos GRSCR G1RDJ e G2RDJGRCAV_1 e

GRCAV_2

GR2CAV_1 e

GR2CAV_2GRCTI G1SDA e G2SDA

GR1FDN e

GR2FDNGRFDP GRSTQ

Ka 187 400 400 187 187 400 400 400 400

Ke 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Kf 0,16 0,07 0,09 0,16 0,12 0,09 0,07 0,06 0,07

Ta (s) 0,4 0,02 0,05 0,4 0,89 0,02 0,035 0,02 0,02

Te (s) 1 0,8 1 1 1,0 1,0 0,9 0,8 0,8

Tr (s) 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

Tf (s) 0,9 1 0,9 0,9 0,62 0,9 1 1 1

E1 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47

S(E1) 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035

E2 3,5 4,5 4,5 4,5 3,5 4,5 4,5 4,5 4,5

S(E2) 0,6 0,47 0,47 0,47 0,6 0,47 0,47 0,47 0,47

Vmax (p.u.) 3 7,3 6,6 3 3 7,3 7,3 7,3 7,3

Vmin (p.u.) -3 -7,3 -6,6 -3 -3 -7,3 -7,3 -7,3 -7,3

Sistema de Excitação e Regulador Automático de Tensão (AVR) - Centrais Hídricas - IEEET1


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Tabela 10: Dados dos reguladores de tensão; centrais térmicas; Porto Santo

2.5. MODELOS DOS REGULADORES CARGA-VELOCIDADE

Para as centrais térmicas equipadas com motores de combustão interna foi utilizado o modelo dos

reguladores carga-velocidade da biblioteca do PSS/E-32, denominado por “DEGOV1”, tal como

especificado pela AREAM.

O modelo “DEGOV1” simula as máquinas térmicas por um atraso puro, sendo o tempo de atraso,

TD, obtido a partir do conhecimento da velocidade de rotação e do número de cilindros que entram

em combustão por rotação. Sabendo que a velocidade dos motores, em rpm, é igual a 500, e

admitindo que o número de cilindros que entram em combustão por rotação do motor é de 8, o

valor de TD é igual a 0,045 s.

O regulador de carga-velocidade deste modelo simula os reguladores carga-velocidade do

fabricante Woodward, que forneceu os reguladores que equipam os motores térmicos existentes

nas ilhas da Madeira e do Porto Santo

A Figura 13 ilustra o diagrama de blocos do modelo “DEGOV1”.


Ka 200 200

Ke 1 1

Kf 0,044 0,12

Ta (s) 0,84 0,84

Te (s) 0,3 0,3

Tr (s) 0,023 0,023

Tf (s) 1 0,9

E1 2,47 2,47

S(E1) 0,035 0,035

E2 3,5 3,5

S(E2) 0,6 0,6

Vmax (p.u.) 3,5 3,5

Vmin (p.u.) -2,5 -2,5

Sistema de Excitação e Regulador

Automático de Tensão (AVR) - IEEET1


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Figura 13: Diagrama de blocos do regulador de carga-velocidade “DEGOV1”

O modelo “DEGOV1” admite, como sinal de retroação, a potência eléctrica do grupo ou a posição

da válvula de admissão de combustível ao motor de combustão interna. De acordo com as

informações prestadas pela EEM, o sinal de retroação dos grupos existentes equipados com este

tipo de motores é a posição da válvula de admissão de combustível. Nos grupos Diesel G17CTV a

G19CTV da central da “Vitória”, considerou-se que o sinal de retroação é a potência eléctrica

fornecida pelo gerador síncrono.

Os valores dos estatismos (DROOP na Figura 13) dos diferentes grupos actualmente em operação

foram fornecidos pela AREAM e pela EEM. Para os grupos G17CTV a G19 CTV assumiu-se um

valor de estatismo de 5%.

Os parâmetros do controlador (Electric Control Box) e da válvula (Actuato), naFigura 13), foram

estimados a partir de dados típicos dos reguladores carga-velocidade do fabricante Woodward.

As Tabelas 11 e 12 apresentam os valores fornecidos aos reguladores carga-velocidade dos

grupos equipados com motores de combustão interna na ilha da Madeira e do Porto Santo,

respectivamente.


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Tabela 11: Dados dos reguladores carga-velocidade; motores de combustão interna; Madeira

Tabela 12: Dados dos reguladores carga-velocidade; motores de combustão interna; Porto Santo

Na ilha da Madeira, a central de “Meia Serra”, de resíduos sólidos urbanos, e o grupo G20CTV da

central da “Vitória”, encontram-se equipados com uma turbina a vapor, não sendo assim aplicável o

modelo “DEGOV1” a estas centrais. O modelo “DEGOV1” também não é aplicável às centrais

hídricas.

Barramentos GRCTC G1CTV e G2CTV G3CTV G4CTV a G6CTV G7CTV a G10CTVG11CTV a

G15CTV

G17CTV a

G19CTV

T1 (s) 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20

T2 (s) 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30

T3 (s) 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

T4 (s) 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

T5 (s) 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

T6 (s) 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20

K 9,00 8,00 8,00 8,00 10,00 10,00 9,00

TD (s) 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05

Tmax 0,81 0,80 0,80 0,80 0,80 0.81 0,80

Tmin 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Droop 0,07 0,075 0,075 0,075 0,07 0,07 0,05

Te (s) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50

Reguladores Carga-Velocidade - Motores combustão interna - DEGOV1


T1 (s) 0,2 0,2

T2 (s) 0,3 0,3

T3 (s) 0,5 0,5

T4 (s) 1,00 1,00

T5 (s) 0,1 0,1

T6 (s) 0,2 0,2

K 10 10

TD (s) 0,045 0,045

Tmax 1 1

Tmin 0 0

Droop 0,07 0,07

Te (s) 0 0

Reguladores Carga-Velocidade de Porto

Santo - DEGOV1


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No caso da “Meia Serra” optou-se por modelar esta central assumindo que a potência mecânica é

constante. Esta opção é tomada em virtude desta central não contribuir para a regulação primária

de frequência na ilha da Madeira.

Na biblioteca do PSS/E-32 encontra-se disponível o modelo “IEESGO”, modelo genérico de um

controlador carga-velocidade, que é aplicável para centrais hídricas e centrais térmicas. Optou-se,

assim, por utilizar este modelo para o grupo G20CTV da central da “Vitória”.

O diagrama de blocos do modelo do regulador carga-velocidade, “IEESGO”, encontra-se

representado na Figura 14.

Figura 14: Diagrama de blocos do regulador de carga-velocidade “IEESGO”

A maioria dos dados fornecidos ao modelo “IEESGO” são dados típicos. O valor do estatismo deste

regulador foi indicado pela EEM e é contabilizado no ganho K1 deste regulador.

A Tabela 13 lista os dados fornecidos ao modelo IEESGO, e o dado Pmax para o grupo G20CTV

não se encontra indicado, já que o seu valor depende da condição de carga dos grupos Diesel

G17CTV, G18CTV e G19CTV. A Figura 15 ilustra a potência do G20CTV em função da carga dos

grupos Diesel que com este se encontram associados.


Código: MAC/2/C113

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Tabela 13: Dados dos reguladores carga-velocidade; G20CTV; Madeira

Figura 15: Relação entre a potência do grupo G20CTV e a potência dos grupos Diesel G17CTV a G18CTV e G19CTV

No que concerne os grupos hídricos, considerou-se que a grande maioria destes não contribuem

para a regulação primária de frequência, admitindo-se que a potência mecânica destes grupos é

constante. Exceptuam-se as centrais dos “Socorridos” (GRSCR) e a nova central reversível da

“Calheta” (GR2CAV).

Tipo IEESGO

Barramentos G20CTV

T1 (s) 0,15

T2 (s) 0,00

T3 (s) 0,40

T4 (s) 0,00

T5 (s) 0,00

T6 (s) 0,00

K1 14,30

K2 0,00

K3 1,00

Pmax (pu) -

Pmin (pu) 0,00


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A biblioteca do programa PSS/E-32 inclui o regulador carga-velocidade “HYGOV”, que é o modelo

adequado para modelar o sistema hidráulico, e regulador carga-velocidade de grupos

hidroelétricos.

Na Figura 16 apresenta-se o diagrama de blocos do regulador carga-velocidade “HYGOV”.

Figura 16: Diagrama de blocos do regulador de carga-velocidade “HYGOV”

Na Tabela 14 especificam-se os parâmetros típicos do modelo “HYGOV”.

Tabela 14: Dados do regulador carga-velocidade (“HYGOV”) dos “Socorridos”

Tipo HYGOV 2 4 6 Caudal (m3/s)

Barramentos GRSCR 1 2 3 Nº de Grupos

R (pu) 0,050

r (pu) 0,0007 0,0015 0,0022

Tr (s) 1,334 2,669 4,003

Tf (s) 0,050

Tg (s) 0,500

± VELM (pu/s) 0,167

Gmax (pu) 1,000

Gmin (pu) 0,000

Tw (s) 0,336 0,667 1,000

At 1,200

Dturb 1,500

qNL (pu) 0,080


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TRES



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Os parâmetros r, Tr e TW, dependem do número de grupos em funcionamento nesta central. r e Tr

dependem de TW, dependendo este parâmetro (denominado constante de tempo da coluna de

água) do caudal, Q, da altura de queda útil, Hu, do diâmetro da conduta forçada e do comprimento

da referida conduta. Na mesma Tabela 14 detalham-se os valores dos parâmetros r, Tr e TW do

regulador “HYGOV” em função do número de grupos em funcionamento.

O regulador carga-velocidade, circuito hidráulico e turbina de cada grupo da nova central reversível

da “Calheta” serão modelados, à semelhança da central dos “Socorridos”, recorrendo ao modelo

“HYGOV”. Por forma a fornecer dados a este modelo é necessário conhecer o comprimento e

diâmetro da conduta forçada, a altura útil, o caudal e o tipo de turbina (Pelton, Francis ou Kaplan)

que equipa cada um dos grupos. No caso de não estarem disponíveis estes dados, utilizar-se-ão

na próxima fase, dados idênticos aos da central hídrica de “Socorridos”.

2.6. MODELO DOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS

O programa PSS/E-32 possui na sua biblioteca um modelo que permite simular o funcionamento

dos painéis fotovoltaicos, tanto em regime estacionário como em regime dinâmico. A Figura 17

apresenta os módulos que integram o modelo que simula o funcionamento dos painéis

fotovoltaicos.

Figura 17: Módulos que integram o modelo que simula o funcionamento dos painéis fotovoltaicos

O módulo “WT4” da Figura 17 modela o inversor que interliga o painel fotovoltaico com a rede e o

sistema de controlo deste mesmo conversor. Na mesma Figura, o módulo “Panel” modela o painel

fotovoltaico, sendo o módulo “IRRAD” utilizado para especificar um perfil de irradiância.

No módulo “Panel”, o utilizador deve introduzir os dados da característica irradiância-potência,

característica que é, na generalidade dos casos, fornecida pelos fabricantes de painéis

fotovoltaicos. Por forma a modelar os painéis fotovoltaicos, torna-se assim necessário conhecer

estas características. Caso não seja possível a obtenção destes dados, utilizar-se-ão

características típicas dos fabricantes dos painéis fotovoltaicos que se encontram instalados na

RAM.


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2.7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO DOS GERADORES EÓLICOS E PAINÉIS FOTOVOLTAICOS

Os GEOL e os Painéis Fotovoltaico (PV) possuem diversos sistemas de proteção internos. No

contexto deste estudo, são particularmente importantes as proteções de máximo e mínimo de

tensão, já que são estas que determinam, em primeira instância, se os GEOL e os PV permanecem

ou não ligados à rede. O primeiro caso apelida-se de GEOL e de PV resistentes a cavas de tensão,

e no segundo caso, de GEOL e de PV não resistentes a cavas de tensão.

Importa realçar que as proteções dos GEOL e dos PV são internas ao equipamento, sendo

diferentes das proteções que normalmente equipam a interligação dos PE e dos PFV com a rede.

No presente estudo não foram modeladas as proteções de interligação à rede dos PE e dos PFV.

A regulação das proteções de mínimo e máximo de tensão dos GEOL e PV deve contemplar, por

um lado, o tipo de GEOL – MIRG, MIDA ou MSVV, e, por outro, se o GEOL e PV são ou não

resistentes face à ocorrência de cavas de tensão.

Os modelos “VTGDCA” e “VTGTPA” utilizados para as proteções dos GEOL e PV residem na

biblioteca no PSS/E. O utilizador do modelo deve fornecer o limiar de tensão a partir do qual o relé

atua (Vmin), a temporização do relé (tprot) e o tempo de atuação do disjuntor (tdisj). Os modelos

permitem simular diferentes relés, com limiares de tensão e temporização diferentes.

GEOL e PV não resistentes a cavas de tensão

No caso de os GEOL e os PV não serem resistentes a cavas de tensão, a parametrização dos

modelos foi efectuada com base nas regulações indicadas pela EEM.

Actualmente, na RAM, os parques eólico antigos, PE1, PE2, PE3 e PE4 (Madeira) e GRWP1 e

GRWP2 (Porto Santo), não são resistentes a cavas de tensão. Acresce que os PFV também não

são resistentes a cavas de tensão. Na Tabela 15 ilustram-se as regulações consideradas para as

proteções dos PE antigos e dos PFV.

Tabela 15: Regulação das proteções de mínimo de tensão; GEOL e PV não resistentes a cavas de tensão

MIRG MIRG PV

PE2, PE3, PE4 e

GRWP1PE1 e GRWP2

PVCAN, PVPAU,

PVLOI, FP1 e FP2

Vmin (pu) 0,85 0,75 0,85

tprot (s) 0,08 0,08 0,01

tdisj (pu) 0,08 0,08 0,08


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Conforme ressalta da Tabela 15, o limiar de tensão das proteções de mínimo de tensão para os PE

PE1 e GRWP2 é inferior ao estabelecido para os PE PE2, PE3, PE4 e GRWP1, de acordo com as

parametrizações da EEM.

Para os PFV sitos no “Caniçal” (PVCAN), “Paúl da Serra” (PVPAUL), “Loiral” (PVLOI), e para os

PFV do Porto Santo (FP1 e FP2), o limiar de atuação das proteções de mínimo de tensão, Vmin, é o

valor “por defeito” constante nos ficheiros de dados que o PSS/E estabelece para as proteções de

mínimo de tensão dos PFV. Estes valores serão modificáveis com informação sobre os valores que

os fabricantes estabeleceram para estes parques.

GEOL resistentes a cavas de tensão

A parametrização dos modelos das proteções de mínimo de tensão dos GEOL resistentes a cavas

de tensão foi considerada idêntica e independente do tipo de GEOL (MIDA ou MSVV).

Por forma a parametrizar estes modelos, estabelece-se uma curva tensão-tempo que caracteriza o

valor de tensão aos terminais do GEOL e define o tempo durante o qual estes equipamentos

devem suportar esta tensão.

A EEM estabeleceu uma característica tensão-tempo de referência que constitui a característica

mínima que os GEOL devem respeitar. A Figura 18 ilustra esta característica.

Figura 18: Características de referência e simulada para os GEOL resistentes a cavas de tensão

De acordo com esta característica, para uma tensão de 0,2 pu aos terminais do GEOL, a

temporização da proteção de mínimo de tensão deve, no mínimo, ser igual a 500 ms. Para valores

de tensão inferiores a 0,2 pu, o GEOL pode ser retirado de serviço sem temporização do sistema

de proteção. Para um valor de tensão aos terminais do GEOL de 0,8 pu, a temporização da


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proteção de mínimo de tensão, deve, no mínimo, ser igual a 1,5 s. Para registos de tensão

compreendidos entre 0,2 pu e 0,8 pu, a temporização da proteção deve obedecer aos tempos

impostos pelo segmento de recta que liga estes dois pontos na “Característica de Referência”

representada na Figura 18.

De idêntico modo, para valores de tensão compreendidos entre 0,8 pu e 0,9 pu (tempo mínimo de

regulação de proteção de mínimo de tensão igual a 10 s), a temporização da proteção de mínimo

de tensão deve estar à direita do segmento de reta que une estes dois valores na “Característica

de Referência”.

Na Figura 18 encontra-se também representada a “Característica Simulada”, que traduz a

parametrização introduzida nos modelos que simulam as proteções de mínimo de tensão no

PSS/E. Esta parametrização encontra-se detalhada na Tabela 16.

Tabela 16: Regulação das proteções de mínimo de tensão; GEOL resistentes a cavas de tensão

De acordo com o constante nesta tabela, um valor de tensão inferior a 0,2 pu aos terminais do

GEOL implica um tempo de atuação da proteção igual a 10 ms. Se o valor da tensão for inferior a

0,25 pu e superior ou igual a 0,2 pu, o tempo de atuação da proteção é igual a 590 ms.

MIDA e MSVV

PEN, QL, ELO1, ELO2 e

EPED

Vmin1 (pu) 0,20

tprot1 (s) 0,01

Vmin2 (pu) 0,25

tprot2 (s) 0,59

Vmin3 (pu) 0,35

tprot3 (s) 0,75

Vmin4 (pu) 0,50

tprot4 (s) 1,00

Vmin5 (pu) 0,65

tprot5 (s) 1,25

Vmin6 (pu) 0,80

tprot6 (s) 1,50

Vmin7 (pu) 0,90

tprot7 (s) 10,00

tdisj (s) 0,08


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2.8. MODELOS DO SISTEMA DE DESLASTRE DE CARGAS

Os dados fornecidos pela EEM permitem constatar que apenas existe deslastre de cargas por

frequência nas subestações das “Virtudes” e do “Funchal” da ilha da Madeira.

Para as simulações em regime transitório, existem na biblioteca do PSS/E-32 modelos adequados

para representar os esquemas de deslastre de carga por diminuição de frequência. Esses modelos

são de dois tipos, “LDSHBL”, modelo de deslastre de cargas por mínimo de frequência, e

“DLSHBL”, modelo de deslastre de cargas por mínimo de frequência e por derivada no tempo da

frequência. Estes modelos necessitam de dados como a frequência de deslastre, o tempo

associado, a variação de frequência associada e a percentagem da carga a deslastrar face ao total

dos consumos associados ao modelo.

Na Tabela 17 apresentam-se os quatro escalões de deslastre de cargas existentes na ilha da

Madeira.

Tabela 17: Escalões de deslastre de cargas; Madeira

Na Tabela 18 mostram-se os consumos deslastrados nas subestações da “Virtudes” e do

“Funchal”, reportados ao ano de 2003. Conforme se pode verificar, apenas parte dos consumos

abastecidos pelas duas subestações são afectados pelo deslastre de cargas. Para o presente

estudo, os consumos a deslastrar nas subestações referidas foram actualizados de acordo com os

consumos verificados em 2010 (Tabela 19).

Para simular o deslastre de cargas na ilha da Madeira é necessário representar nas redes do

PSS/E, nos barramentos das “Virtudes” e do “Funchal”, cargas separadas por forma a associar

cada fracção de consumo ao modelo correspondente de deslastre de carga.

Escalão Frequência (Hz)Tempo ou variação

de frequência

D < 48,0 0,15

C < 47,5 0,15

B < 47,0 0,15

A < 49,0Delta (f) / Delta (t) >

2,5 Hz/s


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Tabela 18: Consumos deslastrados nas subestações de Virtudes e Funchal em função do escalão de deslastre associado

3; Madeira; ano 2003

Tabela 19: : Consumos nas subestações de Virtudes e Funchal; Madeira; ano de 2010

3 Os valores de cargas verificados nas pontas referem-se ao ano de 2003. A relação entre a potência das horas de ponta com a das

horas de cheia e do vazio é estimada.

Subestação Pot. Instalada ConsumosInverno

(MVA)Consumos Verão (MVA)

(MVA) Ponta Vazio Ponta Vazio

Funchal 30 MVA 18,5 6,9 20,1 7,0

Virtudes 30 MVA 16,1 6,5 14,5 7,8

Subestação Saídas Ponta Cheia Vazio

Escalão

Nome P (kVA) P (kVA) P (kVA)

S. Martinho 1749 1084 752

Quinta do Leme (S. António) 1749 1084 752

Engenho do Mel (Pilhar) 1469 911 632 D e A

Hotel Reid's 2265 1404 974

Total por Saída 7232 4484 3110

Virtudes Total por Subestação 7232 4484 3110

S. Tiago (Saída 1) 1003 652 391

Liceu (Saída 13) 1079 701 421

C. Barca (Saída 12) 1299 844 506

Assembleia (Saída 11) 769 500 300

Travessa da Malta (Saída 4) 1021 664 398

B

Aljube (Saída 6) 0 0 0


Europa (Saída 18) 488 317 190

BES (Saída 17) 2234 1452 871

Girassol (Saída 14) 492 320 192

Pontinha (Saída 24) 656 427 256

C

Lourenço (Saída 16) 1309 851 510


Funchal Total por Subestação 10349 6727 4036


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3. REGIME ESTACIONÁRIO

Neste capítulo, descrevem-se os estudos desenvolvidos para analisar o comportamento em regime

estacionário das redes de transporte e distribuição de energia eléctrica das ilhas da Madeira e do

Porto Santo, no ano de 2020.

A primeira fase destes estudos consistiu em realizar uma previsão de cargas para o ano alvo de

2020, baseada nas cargas registadas no ano de 2010. Esta previsão de cargas foi efectuada para

as redes eléctricas da RAM e para diferentes cenários de carga. Com base nestas previsões de

carga, realizou-se a afectação e despacho da geração para os diferentes cenários de carga

considerados. O capítulo 3.1 descreve a metodologia utilizada para o estabelecimento dos cenários

de carga para o ano de 2020, e a metodologia utilizada para realizar a afectação e despacho dos

grupos nos diferentes cenários de carga considerados.

Numa segunda fase, realizaram-se estudos em regime estacionário das redes eléctricas da RAM

para os diferentes cenários de carga estabelecidos para 2020. Estes estudos foram efectuados

considerando que as redes eléctricas das ilhas da Madeira e do Porto Santo, em 2020, são

idênticas às que existem actualmente e utilizaram os resultados obtidos no capítulo 3.1 para a

afectação e despacho das unidades.

O objetivo principal destes estudos em regime estacionário é o de detectar pontos das redes que,

face aos cenários de carga previstos para 2020, necessitem de reforço de potência instalada. No

capítulo 3.2, relatam-se as hipóteses feitas para a realização dos estudos em regime estacionário

das redes eléctricas das ilhas da Madeira e do Porto Santo e as principais conclusões que se

extraem destes estudos.

3.1. PREVISÃO DE CARGA PARA 2020 E CENÁRIOS DE AFETAÇÃO E DESPACHO DA GERAÇÃO

A previsão de cargas para diferentes cenários de carga em 2020 foi realizada com base nas cargas

registadas em 2010. De acordo com o solicitado pela AREAM, os estudos incidirão sobre os

cenários PV (Ponta de Verão) e VI (Vazio de Inverno), tanto para a ilha da Madeira como para a

ilha de Porto Santo.

Para o estabelecimento dos cenários de carga em 2020 foi estabelecida a seguinte metodologia:

1. Identificação do cenário de carga de 2010 que conduz ao maior valor global de consumo.

Os dados fornecidos pela AREAM permitiram concluir que o maior consumo global em 2010

verificou-se para o cenário de carga Ponta de Inverno (PI) na ilha da Madeira e para o

cenário de carga Ponta de Verão (PV) na ilha do Porto Santo.


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2. Determinação de índices de correlação (IC) entre as cargas nos diferentes barramentos,

nos cenários de carga PV e VI, e as cargas nos diferentes barramentos no cenário de carga

máxima, PI na ilha da Madeira e PV na ilha do Porto Santo. Estes índices de correlação são

determinados para as cargas registadas no ano de 2010.

3. Para o cenário da carga máxima em 2010, fazer a projecção das cargas em cada

barramento assumindo:

a. Para a ilha da Madeira, uma taxa de crescimento de consumo nula até 2014 e de

1,5% entre 2014 e 2020. Taxa de crescimento idêntica para todos os nós da rede.

b. Para a ilha do Porto Santo, um decréscimo de carga de 3% em 2011, crescimento

nulo até 2014 e crescimento de 1,5% até 2020. Taxa de crescimento idêntica para

todos os nós da rede.

4. Utilizar os índices de correlação estabelecidos em 2. para, com base nas projeções

realizadas em 3., determinar os cenários de carga Ponta de Verão (PV) e Vazio de Inverno

(VI) no ano de 2020 para as ilhas da Madeira e do Porto Santo.

5. No que concerne o consumo de potência reactiva, considerou-se que o cos φ das cargas

registado em 2010 se mantinha em 2020, tanto para as cargas da ilha da Madeira como

para as cargas da ilha do Porto Santo.

Na Figura 19 apresentam-se, por barramento de carga, as cargas registadas em 2010 e as cargas

previstas para 2020 nos cenários PV e VI nas redes eléctricas da RAM.

Figura 19: Perfil das cargas; anos de 2010 e 2020; cenário PV; RAM


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Figura 20: Perfil das cargas; anos de 2010 e 2020; cenário VI; RAM

A afectação e despacho das unidades para o ano de 2010 foram efectuados com base nos dados

disponibilizados pela AREAM.

Esta informação prevê uma potência máxima injectada pelos PE nos cenários PV e VI de 35,1 MW

(Madeira) e 1 MW (Porto Santo), e um montante máximo de potência fotovoltaica injectada no

cenário PV de 13,5 MW (Madeira) e 1 MW (Porto Santo). Para a ilha de Porto Santo, um cenário

considerado, pela AREAM, como de interesse para estudos de estabilidade é o cenário “Cheia

Outras Estações” (COE), no qual se considera uma potência máxima fotovoltaica injectada de

2 MW.

No que concerne os grupos hídricos, determinou-se a potência injectada com base nos dados

fornecidos pela AREAM. Admitiu-se, ainda, que a central da “Meia Serra” injecta na rede da ilha da

Madeira uma potência constante e igual a 4,8 MW, tanto no cenário de carga PV, como no cenário

de carga VI.

Para os cenários de carga da ilha da Madeira do ano de 2020, assumiu-se uma afectação e

despacho das unidades hídricas, eólicas e fotovoltaicas idênticas às efectuadas para os cenários

de carga do ano de 2010. Assumiu-se ainda que o montante de potência injectada pela central da

“Meia Serra” no ano de 2020 seria idêntico ao montante injectado por essa mesma central nos

cenários de carga de 2010.

A Figura 21 ilustra a potência total injectada pelas centrais hídricas, ΣPH, parques eólicos, ΣPE,

parques fotovoltaicos, ΣPFV, e pela central da “Meia Serra”, P_MSR, para os cenários de VI e PV

nos dois anos em análise.


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Figura 21: Potência injectada pelos grupos hídricos, eólicos, fotovoltaicos e pela central da “Meia Serra”; anos de 2010 e 2020; cenários VI e PV; Madeira

A Tabela 20 lista o despacho realizado para as unidades hídricas nos cenários PV e VI na ilha da

Madeira.

Tabela 20: Despacho dos grupos hídricos; anos 2010 e 2020; cenários VI e PV; Madeira

A afectação e despacho das unidades térmicas para os cenários de carga de 2010 e 2020 foram

efectuados com base no valor de potência eólica injectada, no valor da potência fotovoltaica

Barra PG_VI (MW) PG_PV (MW)

G1RDJ 1,06 1,01

G1SDA 1,70 1,62

G2RDJ 0,00 0,00

G2SDA 0,00 0,00

GR1CAV 0,35 1,15

GR2CAV 0,35 1,62

GR3CAV 0,00 0,00

GR4CAV 0,00 0,00

GR1FDN 0,85 0,81

GR2FDN 0,00 0,00

GRCTI 0,00 0,00

GRFDP 0,00 0,00

GRLBR 0,15 0,15

GRSCR 5,67 5,41

GRTER 0,72 0,72

SQT6.6 0,85 0,85


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injectada, no valor total de potência hídrica despachada e no valor de potência activa de carga

estimada para cada cenário.

No que diz respeito à Madeira, na afectação e despacho dos grupos térmicos, considerou-se que

só os grupos térmicos das centrais da “Vitória” e do “Caniçal” podiam contribuir para a reserva

girante. No cenário VI considerou-se que só um dos grupos da central térmica do “Caniçal” estava

afecto ao despacho.

A metodologia utilizada para afectação e despacho das unidades térmicas foi a seguinte:

1. A afectação dos grupos térmicos é a que consta no documento “Despacho dos grupos para

os cenários de carga em 2010” disponibilizado pela AREAM.

2. O despacho dos grupos é efectuado distribuindo, igualmente, a carga afeta aos grupos

térmicos pelos grupos selecionados em 1. Se a potência gerada for inferior à potência

mínima especificada para o grupo, os grupos são desligados de acordo com a seguinte

ordem de mérito: em primeiro lugar os geradores pertencentes a grupo G10CTV–G15CTV,

e de seguida os geradores pertencentes ao grupo G18CTV–G20CTV.

3. Após o despacho dos grupos, ajusta-se a afectação e despacho dos grupos térmicos por

forma a cumprir os montantes de reserva girante, afectando, se necessário, novos

geradores. Dado que os estudos efectuados para a carga prevista em 2020 foram

realizados com a rede de 2010 e a afectação e despacho das unidades realizada em 2010,

este ajuste da afectação e despacho das unidades para cumprir a reserva girante estipulada

não foi realizado.

As figuras 22 e 23 ilustram a afectação e despacho das unidades térmicas da ilha da Madeira nos

anos de 2010 e 2020 para os cenários VI e PV, respectivamente.


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Figura 22: Afectação e despacho da geração térmica; anos de 2010 e 2020; cenário VI; Madeira

Figura 23: Afectação e despacho da geração térmica; anos de 2010 e 2020; cenário PV; Madeira

A Figura 24 ilustra a reserva girante para os cenários VI e PV nos anos de 2010 e 2020, na

Madeira.


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Figura 24: Reserva girante; anos 2010 e 2020; cenários VI e PV; Madeira

Conforme ilustrado na Figura 24 para o cenário VI, a reserva girante em 2020 é superior à que se

regista em 2010. Tal resulta do facto de, no ano de 2020

elaboração de modelos matemáticos para simulação das...

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