Estratégia para a integração de energia eólica na rede elétrica: uma aplicação ao sistema elétrico de Cabo Verde – Ilha de Santiago

Abstract

O presente trabalho propõe-se delinear estratégias para a máxima integração de energia proveniente de uma fonte eólica na rede elétrica sem comprometer a sua estabilidade, particularmente nas redes das regiões insulares, adotando como caso de estudo a ilha de Santiago em Cabo Verde. Para o efeito, procedeu-se à análise das infraestruturas energéticas e das tecnologias necessárias à adequação da geração de sistemas, com vista a propor o modelo eficiente que permite maximizar a integração deste recurso. Vários cenários de integração de energia eólica foram testados, considerando uma rede genérica com estrutura tipológica em anel e com exploração radial, usando simulação estática e dinâmica com auxílio do software PowerFactory. Foram utilizados como critérios técnicos de análise das estratégias a probabilidade de perda da carga e a demanda esperada não suprida. O objetivo de otimização da solução técnica compreendeu ainda a realização da análise de contingência e da análise da estabilidade transitória do modelo com os melhores índices atrás referenciados. Foram ainda efetuadas as análises de fluxo de carga e de adequação da geração para velocidades de ventos variáveis e níveis diferentes de integração eólica com vista a determinar os limites da integração eólica na rede elétrica. A análise técnica foi complementada com as análises de viabilidade económica e das emissões que permitiram aferir os impactos económicos e ambientais decorrentes das estratégias adotadas. Os resultados mostram que o modelo mais adequado à integração de energia eólica na rede é o que tem como tipologia da rede a geração eólica descentralizada com armazenamento em baterias e geração termoelétrica (ou equivalente) centralizada. Para sistemas com capacidade instalada global de até 50MW, a integração de 50%, 75% e 100% de energia eólica implica associar sistemas de armazenamento com capacidades mínimas de 18,8%, 47,5% e 56,0% do total da capacidade eólica instalada, respetivamente. Por sua vez, sistemas com capacidade compreendida entre 50MW e 100MW, para as mesmas percentagens de integração eólica, requerem sistemas de armazenamento com capacidades mínimas de 26,5%, 49,2% e 58,8%, respetivamente. Os acréscimos exigidos comprovam que a instabilidade no sistema de energia elétrica aumenta com o aumento da contribuição eólica e que o uso das baterias contribui para atenuar este efeito. Para alcançar a meta política (54% de integração renovável até 2030), se se considerar como fonte renovável apenas o recurso eólico, seria preciso um sistema de armazenamento com capacidade próximo a 30% do total da capacidade de geração eólica instalada. Para 100% de integração eólica a viabilidade económica só será assegurada se o custo das baterias cair para valores inferiores a 17,05€/kWh. A conclusão deste trabalho realçou a importância da descentralização da geração eólica e da necessidade da mesma ser combinada com armazenamento por baterias na adequação de sistemas com alta taxa de integração eólica. Se os custos associados ao armazenamento forem reduzidos, esta será uma das melhores estratégias para a descarbonização do setor elétrico das regiões insulares.

The present work proposes to outline strategies for the maximum integration of energy from a wind source in the electricity grid without compromising its stability, particularly in the networks of insular regions; to illustrate the constrains associated with different levels of wind energy integration, the island of Santiago in Cape Verde was adopted as a case study. For this purpose, an analysis was conducted on the energy infrastructures and technologies necessary for the adequacy of the generation of systems in order to obtain an efficient model that allows maximizing the integration of this resource. Several wind energy integration scenarios were tested, considering a generic network with a ring typological structure and radial exploration, using static and dynamic simulation with the help of the PowerFactory software. As technical criteria for analyzing the strategies’ adequcy, the loss of load probability and the expected demand not supplied were used. The objective of optimizing the technical solution also included carrying out the contingency analysis and the analysis of the transient stability of the model with the best indices mentioned above. Load flow and generation adequacy analysis were also carried out for variable wind speeds and different levels of wind integration to determine the limits of wind integration in the electrical grid. The technical analysis was complemented with analyzes of the economic feasibility and CO2eq emissions, which made it possible to assess the economic and environmental impacts resulting from the strategies adopted. The results show that the most suitable model for integrating wind energy into the grid has decentralized wind generation with battery storage and centralized thermoelectric generation (or equivalent) as the grid typology. For systems with a global installed capacity of up to 50MW, the integration of 50%, 75% and 100% of wind energy implies associating storage systems with minimum capacities of 18.8%, 47.5% and 56.0% of the total installed wind capacity, respectively. In turn, systems with a capacity between 50MW and 100MW, for the same percentages of wind integration, require storage systems with minimum capacities of 26.5%, 49.2% and 58.8%, respectively. The results show that the instability in the electrical energy system increases with the increase of the wind contribution and that the use of batteries contributes to attenuate this effect. To achieve the local policy target of 54% renewable integration by 2030, considering only the wind resource as a renewable energy source, a storage system with a capacity close to 30% of the total installed wind generation capacity would be needed. For 100% wind integration, economic viability will only be ensured if the cost of the batteries drops below €17.05/kWh. This work highlights the importance of decentralization of wind generation and the need for it to be combined with battery storage in the adaptation of systems with a high rate of wind integration. If the costs associated with storage are reduced, this will be one of the best strategies for decarbonizing the electricity sector in island regions.