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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ ANTERO EDUARDO FERNANDES GONÇALVES ESTUDO DE TENSÃO PARA CENÁRIO DE EXPANSÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DA ILHA DE SANTIAGO CURITIBA 2011
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
ANTERO EDUARDO FERNANDES GONÇALVES
ESTUDO DE TENSÃO PARA CENÁRIO DE EXPANSÃO DO SISTEMA
ELÉTRICO DA ILHA DE SANTIAGO
CURITIBA
2011
ANTERO EDUARDO FERNANDES GONÇALVES
ESTUDO DE TENSÃO PARA CENÁRIO DE EXPANSÃO DO SISTEMA
ELÉTRICO DA ILHA DE SANTIAGO
CURITIBA
2011
Trabalho Conclusão de Curso
apresentado à disciplina Projeto de
Graduação como requisito parcial à
conclusão do Curso de Engenharia
Eletrotécnica, setor de ciências
tecnológicas, Engenharia Elétrica,
Universidade Federal do Paraná.
Orientador: Prof. Dr. João Américo
Vilela Junior
Co-orientador: Prof. Dr. Roman Kuiava
A vida é uma constante batalha, e, soldados não páram!
Os guerreiros mesmo, só páram quando morrem.
Laura Yasmin de Paula Miranda
TERMO DE APROVAÇÃO
ANTERO EDUARDO FERNANDES GONÇALVES
ESTUDO DE TENSÃO PARA CENÁRIO DE EXPANSÃO DO SISTEMA
ELÉTRICO DA ILHA DE SANTIAGO
Trabalho Conclusão de Curso apresentado à disciplina Projeto de Graduação
como requisito parcial à conclusão do Curso de Engenharia Eletrotécnica, setor
de ciências tecnológicas, Engenharia Elétrica, Universidade Federal do Paraná.
________________________________________
Orientador:
________________________________________
Co-orientador:
________________________________________
________________________________________
Curitiba, 01 de julho de 2011.
Prof. Dr. João Américo Vilela Junior
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Prof. Dr. Roman Kuiava
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Prof. Dr. João Américo Vilela Junior
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Prof. Dr. Gideon Villar Leandro
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Aos meus pais Eduardo e Manuela.
Aos meus irmãos.
Por todo amor, por quem sou e por tudo que alcancei.
AGRADECIMENTOS
A Deus, pela vida e seu amor infinito.
Aos professores João Américo e Roman Kuiava, pela orientação,
apoio, incentivos, confiança e principalmente amizade.
Ao professor Vilson, pela amizade e apoio.
Aos funcionários da Electra S.A, Ricardo e Arikson, pelo pronto
atendimento na ajuda com o levantamento dos dados, pela confiança e apoio.
Aos funcionários da Leão Junior S.A, principalmente engenheiro
Clelso e o colega Marlon, pela ajuda, apoio e principalmente pelas amizades.
Ao colega, Leandro Borsa, pelo apoio, incentivo e principalmente
pela amizade.
Aos Professores do departamento de engenharia elétrica da
UFPR, pela paciência, incentivos e apoio, durante todo período de curso.
Aos colegas do curso, que sempre me incentivaram a acreditar e
seguir em frente, pelas amizades.
Ao Governo de Cabo Verde, pela ajuda financeira e confiança
depositada em mim.
A todos que participaram, de forma direta ou indireta, dessa minha conquista, meu muito obrigado.
RESUMO
O sistema elétrico da ilha de Santiago terá em 2012 uma grande mudança na sua estrutura, passando de um sistema isolado para um sistema interligado. Essa interligação deverá melhorar o atendimento no fornecimento de energia elétrica com qualidade e mínimo custo possível. Investimentos em fontes de energia renovável para geração de energia elétrica, nomeadamente solar, eólica e biodiesel, deverão ser realizados de modo a atender as demandas máximas de potência das cargas nos próximos anos. O objetivo desse trabalho foi avaliar o comportamento desse novo sistema em termos de nível de tensão, um dos requisitos de qualidade de energia elétrica, em regime permanente em barramentos específicos, no ano de 2012 e nos próximos cinco anos, definindo a melhor alocação das futuras unidades geradoras de energia elétrica e a interligação de barramentos do sistema. Foram realizadas simulações de fluxo de potência continuado através do programa computacional ANAREDE para dois casos. No primeiro caso avaliou-se o sistema proposto para 2012 em termos de nível de tensão em regime permanente, e chegou-se a conclusão que este sistema atende perfeitamente a situação de demanda máxima prevista para esse ano. No segundo caso avaliou-se em termos de nível de tensão em regime permanente o sistema elétrico integrado de Santiago para o cenário de expansão num horizonte de tempo de cinco anos, a saber, 2013 a 2017. Através dessa análise, se constatou que este sistema possui capacidade para atender a demanda máxima prevista para o ano 2012. Nos anos seguintes investimentos terão que ser realizados nesse sistema de modo a atender as demandas máximas de potência das cargas prevista para esses anos. Para o início do ano de 2013 é sugerida a instalação de uma linha de transmissão interligando os conselhos de Santa Cruz e São Miguel. No ano de 2014 sugere-se a instalação de novas unidades geradoras na Central elétrica de Palmarejo. Em 2015, se propõem a instalação de novas unidades geradoras no conselho de São Miguel e na central elétrica de Palmarejo, assim como a instalação de bancos de capacitores em algumas barras do sistema. Para os anos 2016 e 2017 esperam-se novos investimentos, no sistema, em linhas de transmissão e unidades geradoras na central elétrica de Palmarejo.
Palavras-chave: Sistema Elétrico de Santiago. Estabilidade de tensão. Fontes
de energia renováveis. Expansão de sistema elétrico.
ABSTRACT
The electrical system of the island of Santiago in 2012 will have a major change
in its structure, from a single system for an interconnected system. This
interconnection will improve service in the supply of electric power quality and
lowest possible cost. Investments in renewable energy sources for electricity
generation, including solar, wind and biofuel, should be made to meet the
demands of peak power loads in the coming years. The aim of this study was to
evaluate the behavior of this new system in terms of voltage level requirements
of a power quality, steady-state buses in particular, in the year 2012 and over
the next five years, setting the best allocation of future electricity generating
units and the interconnection bus system. Simulations were performed using
continuation power flow computer program ANAREDE for two cases. In the first
case we evaluated the proposed system for 2012 in terms of level of tension in
steady state, and came to the conclusion that this system meets perfectly the
situation of maximum demand expected this year. In the second case was
evaluated in terms of level of tension in steady state the integrated electrical
system from Santiago to the scenario of expansion in a time horizon of five
years, namely 2013 to 2017. Through this analysis, it was found that this
system has the capacity to meet peak demand forecast for the year 2012. In the
following years investments will be made in this system to meet peak power
demands of the loads provided for those years. For the beginning of 2013 is
suggested to install a transmission line connecting the boards of Santa Cruz
and San Miguel. In the year 2014 suggest the installation of new generating
units at the Palmarejo power plant. In 2015, they propose the installation of new
generating units on the board of San Miguel and the Palmarejo power station,
as well as the installation of capacitor banks in some buses. For the years 2016
and 2017 are expected to further investment in the system of transmission lines
and generating units in the Palmarejo power station.
Keywords: Electrical System of Santiago. Voltage stability. Renewable energy
sources. Expansion of the electrical system.
LISTAS DE ILUSTRAÇÕES
FIGURA 1 – ARQUIPÉLAGO DE CABO VERDE .....................................................................16
FIGURA 2 – ILHA DE SANTIAGO .............................................................................................17
FIGURA 3 - REGIÕES COM POTENCIALIDADE PARA O PLANTIO DA PURGUEIRA EM SANTIAGO..................................................................................................................................22
FIGURA 4 - DESENHO ESQUEMÁTICO DE UMA TURBINA EÓLICA MODERNA ............... 24
FIGURA 5 - PROJETOS EÓLICOS EM CABO VERDE – 2012 ................................................26
FIGURA 6 - ILUSTRAÇÃO DE UM SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DE ENERGIA ELÉTRICA ..................................................................................................................................30
FIGURA 7 - EXEMPLO ILUSTRATIVO DA CURVA PV ............................................................42
FIGURA 8 - ARQUITETURA ELÉTRICA DO SISTEMA ELÉTRICO DE CABO VERDE ..........41
FIGURA 9 - ESQUEMÁTICO DO SISTEMA ELÉTRICO DE SANTIAGO (2010) ......................44
FIGURA 10 - COMBUTÍVEIS UTILIZADOS NA GERAÇÃO ELÉTRICA EM CABO VERDE........................................................................................................................................45
FIGURA 11 - VARIAÇÃO DO PREÇO DOS COMBUSTÍVEIS – CABO VERDE ......................45
FIGURA 12 - REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DO SEP DE PRAIA ..................................46
FIGURA 13 - REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DO DIAGRAMA UNIFILAR DE MÉDIA
TENSÃO DO SEP DE PRAIA ....................................................................................................47
FIGURA 14 - PROJETO INTEGRADO DE SANTIAGO .............................................................48
FIGURA 15 - REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DO SISTEMA ELÉTRICO DE SANTIAGO –
2012 ............................................................................................................................................48
FIGURA 16 - REPRESENTAÇÃO SIMPLIFICADA DE UM SISTEMA DE ENERGIA
ELÉTRICA...................................................................................................................................52
GRÁFICO 1 - AUMENTO DA CARGA DO SISTEMA 2012 – 2017 ...........................................60
FIGURA 16.1 - DIAGRAMA DE CARGA TÍPICO DO SEP PRAIA (16/12/2009) .......................61
FIGURA 17 - DIAGRAMA ELÉTRICO DO SEP DE SANTIAGO EM ESTUDO - 2012 (SEM
ESCALA) ....................................................................................................................................62
FIGURA 18 - POTÊNCIA NA BARRA 1 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO DO SEP
SANTIAGO 2012.........................................................................................................................65
FIGURA 19 - CURVA PV NA BARRA 21 – 2012 .......................................................................65
FIGURA 20 - POTÊNCIA DA BARRA 1 EM FUNÇÃO DA DEMANDA PREVISTA PARA
2013.............................................................................................................................................67
FIGURA 21 - NÍVEL DA TENSÃO NO BARRAMENTO 21 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO
– 2013 .........................................................................................................................................68
FIGURA 22 - POTÊNCIA NA BARRA 1 EM FUNÇÃO DA DEMANDA PREVISTA PARA
2014............................................................................................................................................ 69
FIGURA 23 - NÍVEL DE TENSÃO NA BARRA 21 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO – 2014
.....................................................................................................................................................69
FIGURA 24 - POTÊNCIA NA BARRA 1 EM FUNÇÃO DA DEMANDA PREVISTA PARA
2015.............................................................................................................................................69
FIGURA 25 - NÍVEL DE TENSÃO NA BARRA 21 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO -
2015.............................................................................................................................................70
FIGURA 26 - POTÊNCIA NA BARRA 1 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO PREVISTO
PARA 2016 .................................................................................................................................70
FIGURA 27 - POTÊNCIA NA BARRA 1 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO PREVISTO
PARA 2015.2 ..............................................................................................................................71
FIGURA 28 - NÍVEL DE TENSÃO NA BARRA 21 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO -
2015.2......................................................................................................................................... 72
FIGURA 29 - POTÊNCIA NA BARRA 1 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO PREVISTO
PARA 2016.2...............................................................................................................................72
FIGURA 30 - NÍVEL DE TENSÃO NA BARRA 21 EM FUNÇÃO DO CARREGAMENTO -
2016.2......................................................................................................................................... 73
FIGURA 31 – Diagrama unifilar do SEP de Santiago cenário (2013 – 2017)............................ 74
FIGURA 32 – Diagrama unifilar do SEP de Santiago (2013 – 2017)......................................... 75
LISTAS DE TABELAS
TABELA 1: POPULAÇÃO DA ILHA DE SANTIAGO (ESTIMATIVA) ........................................18
TABELA 2: COMPARAÇÃO ENTRE ÓLEO DIESEL E PURGUEIRA ......................................20
TABELA 3: ÁREA COM POTENCIAL PARA EXPLORAÇÃO DE PURGUEIRA EM CABO VERDE .......................................................................................................................................21
TABELA 4: EFICIENCIA DE CONVERSÃO E CUSTO DE CÉLULAS SOLARES....................30
TABELA 5: PRODUÇÃO POR CENTRAL E TIPO DE EQUIPAMENTO EM 2005(kWh)...................................................................................................................................43
TABELA 6: PRODUÇÃO POR CENTRAL E TIPO DE EQUIPAMENTO EM 2009(kWh)...................................................................................................................................43
TABELA 7 EVOLUÇÃO DAS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA EM CABO VERDE........................................................................................................................................59
TABELA 8: PREÇO DA TARIFA DE ELETRICIDADE – 2011 ..................................................60
LISTA DE SIGLAS
ANEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
ARE - Agência de Regularização Econômica
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
DER - Divisão de Energias Renováveis
INE - Instituto Nacional de Estatística
MDR - Ministério do Desenvolvimento Rural
PND - Plano Nacional de Desenvolvimento
SEP - Sistema Elétrico de Potência
SUMARIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................14
2 ILHA DE SANTIAGO – CABO VERDE, ÁFRICA .......................................16
2.1 Recursos naturais de Santiago – fontes de energia....................................18
2.1.1 Biodiesel ..................................................................................................19
2.1.2 Energia eólica ..........................................................................................22
2.1.3 Energia solar ............................................................................................28
3 FLUXO DE POTÊNCIA ................................................................................32
3.1 Formulação do problema ............................................................................33
3.2 Solução do fluxo de potência ......................................................................36
4 LEVANTAMENTO DOS DADOS DO SETOR DE ENERGIA .....................39
4.1 Electra S.A .................................................................................................40
4.2 Estrutura do sistema de Cabo Verde ..........................................................41
4.3 Centrais produtoras de energia elétrica no país .........................................42
4.4 Sistema elétrico de potência Santiago ........................................................44
4.5 Sistema integrado de Santiago ...................................................................47
4.6 Investimentos no setor elétrico de Santiago ...............................................49
4.7 Estudo de expansão do sistema de Santiago .............................................51
4.8 Características do consumo de energia elétrica na ilha de Santiago .........58
4.9 Representação do SEP da Ilha de Santiago em estudo .............................61
5 RESULTADOS DAS ANÁLISES E DISCUSSÕES ...................................63
5.1 Análise do sistema integrado de Santiago para o ano de 2012 .................64
5.2 Análises do sistema interligado de Santiago para 2013 a 2017 ................66
5.2.1 Análises com as futuras gerações em qualquer barra do sistema...........67
5.2.2 Análises considerando alocação das futuras gerações na barra1...........71
5.3 Análises dos Resultados .............................................................................73
6 CONCLUSÃO ................................................................................................76
REFERÊNCIAS ................................................................................................77
14
1. Introdução
Segundo o Ministério da Economia a energia constitui um dos setores
estratégicos em qualquer plano de desenvolvimento sustentável. Porém, Cabo
Verde é um país de economia frágil que carece de fontes primárias, tendo que
importar combustíveis, o que exige consideráveis recursos financeiros.
Um dos motores do crescimento econômico de um país é a energia
elétrica. Para Cabo verde, a energia se torna imprescindível, pois o país é
dependente da água dessalinizada que, por sua vez, exige um processo
energético intenso.
A ilha de Santiago, a mais desenvolvida das10 ilhas que compõe Cabo
Verde, apresenta crescimento anual, de consumo da energia elétrica, acima
dos 15 % na cidade da Praia, capital e maior centro de consumo do país e
cerca de 7 % no interior da ilha. O sistema elétrico dessa ilha vem enfrentando
graves problemas no fornecimento de energia elétrica aos seus consumidores,
muito pela falta de investimentos no setor elétrico do país durante os anos de
2002 a 2006 (Relatório da Electra, 2009).
A utilização de combustíveis, derivados de petróleo, para geração de
energia elétrica faz com que a energia consumida nessa ilha seja das mais
caras do mundo (PECV, 2008).
A grande aposta no atual sistema de Santiago é a produção de energia
através de fontes alternativas, como solar, eólica e biodiesel. Este último ainda
sem projeto de aproveitamento apesar de apresentar um potencial
considerável.
O projeto de reestruturação do sistema de Santiago começa com a
interligação do sistema elétrico da Praia com o restante da ilha, centralizando
toda a geração de energia elétrica numa única central em Palmarejo, região
localizada a oeste da cidade da Praia, prevista para o ano 2012. Espera-se que
com este projeto seja resolvido o grande problema de insuficiência no
15
fornecimento de energia elétrica, com qualidade e custo baixo, a população
dessa ilha.
Neste contexto, o presente trabalho tem por objetivo analisar o sistema
interligado de Santiago previsto para 2012 em termos de estabilidade de
tensão de regime permanente. Além disso, são propostas alternativas a
expansão (em termos de capacidade de geração e transmissão) deste sistema,
de modo que seja possível atender com o montante de carga esperado num
horizonte de tempo de cinco anos, 2013 a 2017, dentro de certos critérios
preestabelecidos de qualidade de fornecimento de energia (em termos de
estabilidade de tensão de regime permanente).
Neste sentido o trabalho será organizado em quatro capítulos. No
capitulo 2 são apresentados os recursos energéticos alternativos da ilha de
Santiago. O capítulo 3 traz a teoria do fluxo de potência utilizado nas análises.
Os dados referentes ao sistema elétrico dessa ilha, desde a geração até ao
consumo são apresentados no capítulo 4. No capítulo 5, apresentar-se-á as
analises sobre estabilidade de tensão de regime permanente realizadas para
duas situações: análises do sistema previsto para 2012 e o para cenário de
expansão de cinco anos. Por fim, o capítulo 6 traz as conclusões finais sobre o
tema e o caso abordado.
16
2. Ilha de Santiago – Cabo Verde, África.
O Arquipélago de Cabo Verde faz parte da Macaronésia, vasta regiões
do Oceano Atlântico constituído por cinco grupos de ilhas situadas ao largo das
costas do sudoeste Europeu e nordeste da África.
Cabo Verde compõe-se de um conjunto de dez ilhas e oito ilhéus, com
uma superfície total de 4.033km2 e situa-se a 450 km da costa senegalesa,
entre os 14º48’ e 17º12’ de latitude Norte e 22º41’ e 25º22’ de longitude Oeste,
ilustrado no mapa da figura 1.
O clima de Cabo Verde é do tipo tropical seco, caracterizado por um
longo período de estação seca (8 a 9 meses) e uma curta estação chuvosa,
com temperaturas moderadas devidas à influencia marítima, com valores
médios por volta dos 25ºC. As temperaturas médias mensais são mais
elevadas em Setembro (26,7ºC) e as mais baixas registram-se em Janeiro e
Fevereiro (18,4ºC).
Figura 1 - Arquipélago de Cabo verde
A maior das ilhas de Cabo verde, Santiago, pertence ao grupo do Sotavento (O
arquipélago de cabo verde é dividido em dois grupos: Barlavento e Sotavento;
As ilhas de Santiago, Fogo, Brava, Maio e Boavista pertencem ao grupo
Sotavento e os restantes pertencem ao grupo Barlavento). Estende-se por
17
cerca de 75 km de comprimento, no sentido norte-sul e cerca de 35 km de
largura, no sentido leste-oeste. Está localizada à cerca de 50 km em linha reta
da ilha do Fogo, a oeste, e 25 km da ilha de Maio, a leste. Administrativamente,
a ilha de Santiago está dividida em nove conselhos. A cidade da Praia é ao
mesmo tempo a capital do país e sua cidade mais populosa. A ilha de Santiago
e a Praia tiveram extraordinário desenvolvimento desde a independência em
1975, tendo a população duplicado desde aquele ano. Uma das povoações
mais antigas é São Domingos, no interior da ilha. A figura 2 ilustra a ilha de
Santiago e seus conselhos (AMARAL, I. 1964).
Figura 2 - Ilha de Santiago
18
Dado referentes à população de Santiago são mostrados na tabela 1,
os quais estão divididos de acordo com os seus concelhos (INE CV, 2011).
TABELA 1 - POPULAÇÃO DA ILHA DE SANTIAGO (ESTIMATIVA)
Conselho População
(2010)
Peso
Santiago (%)
Peso Cabo
Verde (%)
População
(2017)
Tarrafal 18.565 6,77 3,8 19.085
Santa Catarina 43.297 15,79 8,8 45.115
Santa Cruz 26.617 9,71 5,4 27.549
Praia 131.719 48,06 26,8 158.458
S. Domingos 13.808 5,04 2,8 14195
C. S. Miguel 15.648 5,71 3,2 15.319 S.S do Mundo 8.677 3,17 1,8 8.312
S.L. dos Órgãos 7.388 2,69 1,5 7.647
R.G de Santiago 8.325 3,04 1,7 8.377
TOTAL 274.044 100 55,8 304.057 FONTE: INE (2011)
A ilha de Santiago representa em 2010 55,8 % da população de Cabo
Verde. A cidade capital de Cabo Verde Praia, um dos conselhos da ilha
Santiago, concentra em 2010 48,06% da população dessa ilha e 26,8% da
população do país.
2.1 Recursos naturais da ilha de Santiago – fontes de energia
O setor energético de Cabo Verde é caracterizado pelo consumo de
combustível fóssil (derivados do petróleo), biomassa e energia renovável. Esta
última, nomeadamente a eólica, embora represente ainda uma pequena
percentagem do total de energia consumida, é utilizada principalmente na
produção de energia elétrica. Quanto à energia elétrica, ela é produzida
essencialmente a partir de centrais térmicas utilizando o diesel e o óleo
combustível (fuel 180 e fuel 380). Cabo Verde quer mudar de cenário no que
19
diz respeito à dependência dos produtos petrolíferos apostando fortemente nas
suas fontes renováveis de energia.
2.1.1 Biodiesel
O biodiesel é por definição um óleo biodegradável, obtido a partir de
gorduras vegetais ou animais, através de um processo designado por
transesterificação que consiste numa reação de triglicéridos com um
intermediário ativo, formado pela reação de um álcool de cadeia curta (metanol
ou etanol) e um catalisador, produzindo um éster (o biodiesel) e o glicerol,
como um co-produto segundo Parente (2005). O biodiesel substitui total ou
parcialmente o óleo diesel de petróleo em motores ciclo diesel (caminhões,
tratores, camionetas, automóveis, etc.) ou estacionário (moto bombas,
geradores de eletricidade, calor, etc.).
Em Cabo Verde o bicombustível pode ser produzido através da planta
Jatropha Curcas L. Em 1944 a 1949, atingiu, respectivamente, 74,1% e 83,5%
do total dos produtos agrícolas cabo-verdianos exportados para Europa
Segundo Freitas (1906).
a. Jatropha Curcas L. (purgueira)
Linnaeus (1753) foi o primeiro a dar a designação científica de Jatropha
curcas L. à purgueira, de acordo com a nomenclatura binomial em Species
Plantarum, mantendo-se esta designação válida ainda hoje.
Para Purcino e Drummond (1986) o pinhão manso/purgueira é uma
planta produtora de óleo com todas as qualidades necessárias para ser
transformado em óleo diesel. Além de perene e de fácil cultivo, apresenta boa
conservação da semente colhida, podendo se tornar grande produtora de
matéria prima como fonte opcional de combustível. Para estes autores, esta é
20
uma cultura que pode se desenvolver nas pequenas propriedades, com a mão-
de-obra familiar disponível, como acontece com a cultura da mamona, na
Bahia, sendo mais uma fonte de renda para as propriedades rurais. Além disso,
como é uma cultura perene, segundo Peixoto (1973), pode ser utilizada na
conservação do solo, pois o cobre com uma camada de matéria seca,
reduzindo, dessa forma, a erosão e a perda de água por evaporação, evitando
enxurradas e enriquecendo o solo com matéria orgânica decomposta.
TABELA 2 - COMPARAÇÃO ENTRE ÓLEO DIESEL E PURGUEIRA
Óleo de pinhão manso em comparação com óleo diesel Parâmetro Diesel Biodiesel de pinhão manso Energia (MJ/kg) 42.6 - 45.0 39.6 - 41.8 Spec. peso (15/40 °C) 0.84 - 0.85 0.91 - 0.92 Ponto de solidificação -14.0 2.0 Ponto de fulgor 80 110 - 240 Valor do cetano 47.8 51.0 Enxofre 1.0 - 1.2 0.13
b. A purgueira em Cabo Verde
O pinhão manso, Jatropha Curcas, possivelmente originária do Brasil,
foi introduzido pelos navegadores portugueses, no século XVIII, nas ilhas de
Cabo Verde e em Guiné, de onde mais tarde foi disseminada pelo continente
africano. No começo do século XIX era usado, em alguns países, para
aumentar a ação purgativa do óleo de rícino, com o qual era misturado (Freitas,
1906).
Ferrão (1962) refere para o arquipélago de Cabo Verde em 1940, um
total de 714 613 plantas das quais 313 503 na Ilha de Santiago, sobretudo em
Santa Catarina (208 800 plantas).
De acordo com Wiesenhütter (2003), Cabo Verde dispõe de uma área
com cerca de 80000 ha (ver a tabela 3). Considerando uma produção média de
1,5 toneladas por hectare, o país pode produzir cerca de 120 000 toneladas de
sementes por ano o que corresponderá a uma produção de 36 000 toneladas
em óleo e 32400 toneladas de biodiesel que podem ser utilizadas como
21
mistura ou aditivo no mercado de combustível e uma produção de 3600
toneladas de glicerina para outras indústrias.
TABELA 3 - ÁREA COM POTENCIAL PARA A EXPLORAÇÃO DE PURGUEIRA EM CABO VERDE
Classificação Ilhas Área (ha)
Zonas de
vocação agrícola
marginal
Santiago Nordeste da ilha e a região do Tarrafal.
Fogo – Zona sul entre S. Lourenço e Cova Figueira.
Santo Antão – vertente exposto para sul entre
600m e 110m de latitude.
12530
Zonas de
vocação agro-
silvo-pastoril
Santiago – Vertente semi-árido do Curralinho e
Serra Malagueta
Santo Antão – vertente da região de NE
Fogo – Zona E. e N
Maio – solos cultivados em sequeiro
15865
Zona silvo
pastoril
Santiago – Achada S. Felipe e Achada Mosquitos
Fogo – S. Felipe e vários cones vulcânico formados
de escorias
S. Nicolau – Campo do Porto e Campo da Preguiça
Maio – “aval de glacis” da ilha (estação florestal e
39560
Zona pastoril
extensiva
Santo Antão – vertente NE
S. Nicolau – Ribeira da Prata
Fogo – Ribeiras NE
Brava – arredores da Nova Sintra
20000
FONTE: Adaptado de Furtado (1989)
c. Potencial energético da ilha de Santiago
A ilha de Santiago é a maior ilha de Cabo verde e, como conseqüência
disso e das condições morfológicas de seu solo, representa aproximadamente
60 % (48000 ha) do potencial de produção do biodiesel a partir da purgueira
em Cabo Verde, correspondendo à média anual de 19440 t. As regiões com
condições favoráveis ao plantio da purgueira estão mostradas na figura 3.
22
Figura 3 - Regiões com potencialidade para o plantio da purgueira em Santiago
FONTE: Correia (2009)
Como já comentado anteriormente a energia produzida pelo biodiesel
de Purgueira é aproximadamente 40 MJ/kg.
A ilha de Santiago possui uma capacidade de geração a partir do óleo
de biodiesel de purgueira estimada em aproximadamente 15 MW de potência
(Correia, 2009). São 15 MW que poderão ser aproveitados no futuro para
auxiliar a matriz de geração de energia elétrica da ilha. Esta geração pode ser
feita no interior da ilha para alimentar os conselhos do interior ou na Praia,
maior centro de consumo do país. Ou ainda, pode ser repartido pela ilha com
gerações tanto no interior como na capital.
2.1.2 Energia eólica
Denomina-se energia eólica a energia cinética contida nas massas de
ara em movimento (vento). Seu aproveitamento ocorre por meio da conversão
23
da energia cinética de translação em energia cinética de rotação, com emprego
de turbinas eólicas, também denominadas aerogeradores para geração de
eletricidade.
Recentes desenvolvimentos tecnológicos (sistemas avançados de
transmissão, melhor aerodinâmica, etc), têm reduzido custos e melhorando o
desempenho e confiabilidade dos equipamentos.
a. Tecnologias de aproveitamento
No inicio da utilização da energia eólica, utilizavam-se turbinas de
vários tipos – eixo vertical, eixo horizontal, com uma pá, duas pás e três pás
acopladas à geradores de indução, ou geradores síncronos. Atualmente, os
projetos de turbinas eólicas possuem as seguintes características: eixo de
rotação horizontal, três pás, alinhamento ativo. Tais turbinas são acopladas em
geradores de indução.
O controle de potência utiliza a combinação de duas técnicas (stall e
pitch) em pás que podem variar o ângulo de passo para ajustar a potência
gerada.
A figura 4 apresenta um desenho esquemático de uma turbina
moderna para aproveitamento do potencial eólico para geração de energia
elétrica.
24
Figura 4 - Desenho esquemático de uma turbina eólica moderna
FONTE: CBEE / UFPE (2000) (adaptado)
b. Potência eólica disponível e utilizável
Através das turbinas eólicas, a energia cinética contida no vento é
convertida em energia mecânica pelo giro das pás do rotor e transformada em
25
energia elétrica. A potência P contida no vento fluindo perpendicularmente com
velocidade do vento � através de uma área A e dada por:
� � 12 ���³ 2.2.2.1
Onde: ρ = densidade do ar.
A potência máxima utilizável é de aproximadamente 42% da potência P
disponível no vento.
c. Energia eólica em Cabo Verde
Devido à localização geográfica, Cabo Verde dispõe de recursos
eólicos extremamente favoráveis, podendo estes ser utilizados para a produção
de energia elétrica e assim obter-se assinaláveis poupanças na importação de
combustível. Foi neste sentido que, em 1994, a ELECTRA procedeu à
instalação de três parques eólicos com capacidade de 2x300 kW na ilha do Sal
e 3x300 kW nas ilhas de S. Vicente e Santiago. Estes parques são compostos
por aerogeradores da Nordtank de 300 kW, com regulação “Stall”. Cada um
dispõe de baterias de condensadores dimensionadas para compensar os
consumos de potência reativa dos aerogeradores quando estes se encontram
em vazio (Relatório Electra, 1998).
Uma parceria Publico / Privada entre o Governo de Cabo Verde,
ELECTRA & InfraCo, estabelece a construção de 4 parques eólicos nas ilhas
de cabo Verde, com previsão para inicio de operação nos finais de 2011, como
mostra a figura 5.
26
Figura 5- Projetos eólicos em Cabo verde – 2012.
FONTE: Fortes (2012)
d. Energia eólica na ilha de Santiago
A ilha de Santiago é uma das menos áridas do Arquipélago. Quase
todo ano está sob a influência dos ventos alísios do hemisfério Norte, sendo
que nos meses considerados húmidos - Agosto, Setembro e Outubro - é
freqüente a ocorrências de precipitações.
A média das precipitações nos 10 anos compreendidos entre 1998 e
2007 é de cerca de 160 mm, com média máxima no mês de Setembro com
cerca de 70 mm.
A análise do regime de ventos reporta-se ao mesmo período
referenciado acima, ou seja, de 1998 a 2007. Os ventos dominantes da ilha de
Santiago, como no restante do arquipélago, são do Noroeste, atingindo
velocidades médias na ordem dos 19 km/h. O regime sazonal de ventos é
dominado pela presença dos ventos alísios (ventos do quadrante Noroeste),
27
que sopra predominantemente entre Novembro a Maio em toda a faixa litoral
oriental (Relatório Energias Renováveis, 1984).
Segundo a referência (Relatório Energias Renováveis, 1984), a
República de Cabo Verde foi atacada por um período de seca que durou quase
duas décadas. Metade do abastecimento da água (água potável e irrigação)
teve que ser feita por bombagem. A utilização da energia eólica para
bombagem de água foi urna necessidade econômica, visto que o país não
possui recursos fósseis. A Divisão de Energias Renováveis (DER) do Ministério
do Desenvolvimento Rural (MDR) realizou, em 1977, um programa de
instalação e manutenção de aerobombas. Os moinhos importados foram
Dempsters, dos Estados Unidos e os Southern Crosses da Austrália.
Efetuaram-se medições de vento em 25 locais para analisar o regime
de vento em determinado local escolhido para futura instalação. Realizaram-se
algumas medições de rendimento, isto juntamente com análises teóricas
resultou em curvas de perda de potência das aerobombas utilizadas pela DER,
para os regimes de vento das Achadas e das Ribeiras (Relatório Energias
Renováveis, 1984).
Os locais onde se caracterizou como viável para a instalação das
aerobombas e que representam possível potencial eólico na ilha de Santiago
são: Achada São Felipe, Pensamento, Lem Duque, Grancha S. Felipe,
Trindade, Santa Cruz, João Varela São Pedro, Salinero, R. Flamengos, Rib.
Manel, Ponta Furna, Portete e Pensamento (Relatório Energias Renováveis,
1984).
De acordo com esses relatórios, a conclusão que se obtêm é de que a
ilha é rica em potencial eólico e que seu aproveitamento deve ser melhor
estudado com novas medições do vento. Conclusão partilhada por outros
autores, como Fonseca, que estimam um grande potencial eólico inexplorado
até então na ilha. A falta de estudos direcionados impossibilita afirmar
categoricamente qual o potencial dessa ilha.
Na ilha de Santiago o atual parque do Monte de São Felipe, com
capacidade de geração de 0,9 MW, está sendo substituído por um parque
28
eólico de 10 MW de potência no mesmo local, conforme figura 11. (Cabeolica
Wind Farm Project, 2010).
A capacidade total de 10 MW de potência de geração de energia
elétrica a partir da energia eólica a ser instalada na ilha de Santiago, no
município de Praia faz parte do planejamento de operação do sistema para
2012 visando o atendimento do montante de carga previsto para este ano.
O parque eólico será conectado à rede elétrica existente na ilha e os
cabos de transmissão estão previstos para serem totalmente subterrâneos. As
turbinas operarão a velocidades do vento entre 4m/s e 25 m/s
(aproximadamente). Se forem expostos a velocidades do vento superior a 28
m/s na altura das torres, as turbinas desligarão para auto-proteção. Estas
condições do vento são consideradas raras na zona do desenvolvimento do
projeto.
2.1.3 Energia solar
A maior fonte de energia renovável do planeta é aproveitada de forma
direta e indireta. Quase todas as outras formas de energia – eólica, geotérmica,
biomassa, combustíveis fósseis e energia dos oceanos – são formas indiretas
da energia solar. O aproveitamento da radiação solar é uma forma direta de
utilização da energia solar (aquecimento de fluidos e ambientes e geração de
potência mecânica ou elétrica).
A conversão direta da energia solar em energia elétrica ocorre pelos
efeitos da radiação (calor e luz) sobre determinados materiais, particularmente
os semicondutores . Entre esses, destacam-se os efeitos termoelétrico e
fotovoltaico . O primeiro caracteriza-se pelo surgimento de uma diferença de
potencial, provocada pela junção de dois metais, em condições específicas. No
segundo, os fótons contidos na luz solar são convertidos em energia elétrica,
por meio do uso de células solares.
29
a. Conversão direta da radiação solar em energia el étrica
A conversão direta se dá por meio de efeitos da radiação (calor e luz)
sobre determinados materiais, particularmente semicondutores. Entre esses
efeitos se destacam os termoelétricos e fotovoltaicos. O termoelétrico surge de
uma diferença de potencial, provocada pela junção de dois metais, quando tal
junção está a uma temperatura mais elevada que as outras extremidades dos
fios. Embora muito empregado na construção de medidores de temperatura,
seu uso comercial para a geração de eletricidade tem sido impossibilitado pelos
baixos rendimentos obtidos e pelos custos elevados dos materiais (GREEN et
al., 2000).
O efeito fotovoltaico decorre da excitação dos elétrons de alguns
materiais na presença da luz solar (ou outras formas apropriadas de energia).
Entre os materiais mais adequados para a conversão da radiação solar em
energia elétrica, os quais são usualmente chamados de células solares ou
fotovoltaicas, destaca-se o silício. A eficiência de conversão das células solares
é medida pela proporção da radiação solar incidente sobre a superfície da
célula que é convertida em energia elétrica. Atualmente, as melhores células
apresentam um índice de eficiência de 25% (GREEN et al., 2000).
Para a geração de eletricidade em escala comercial, o principal
obstáculo tem sido o custo das células solares. Segundo a referência
(CRESESB, 2000), atualmente os custos de capital variam entre 5 e 15 vezes
os custos unitários de uma usina a gás natural que opera com ciclo combinado.
Contudo, nos últimos anos tem-se observado redução nos custos de capital.
Os valores estão situados na faixa de US$ 200 a US$ 300 por megawatt-hora e
entre US$ 4 e US$ 7 mil por quilowatt instalado (Tabela 4). A Figura 6 ilustra
um sistema completo de geração fotovoltaica de energia elétrica.
30
Figura 6 - Ilustração de um sistema de geração fotovoltaica de energia elétrica
Fonte: Adaptado CRESESB (2000)
TABELA 4 - EFICIÊNCIA DE CONVERSÃO E CUSTO DE CÉLULAS SOLARES
Tipo de célula Eficiência (%) Custo Teórica Laboratório Comercial (US$/Wp) Silício de cristal simples
30,0 24,7 12 a 14 4 a 7 Silício concentrado 27,0 28,2 13 a 15 5 a 8 Silício policristalino 25,0 19,8 11 a 13 4 a7 Silício amorfo 17,0 13,0 4 a 7 3 a 5 - FONTE: GREEN et al. (2000)
Uma das restrições técnicas à difusão de projetos de aproveitamento
de energia solar é a baixa eficiência dos sistemas de conversão de energia, o
que torna necessário o uso de grandes áreas para a captação de energia em
quantidade suficiente para que o empreendimento se torne economicamente
viável. Comparada, contudo, a outras fontes, como a energia hidráulica, por
exemplo, que muitas vezes requer grandes áreas inundadas, observa-se que a
limitação de espaço não é tão restritiva ao aproveitamento da energia solar.
b. Energia solar na ilha de Santiago
O aproveitamento da energia solar em Cabo verde é muito incipiente,
apesar de esse país apresentar um potencial bastante elevado.
31
A situação geográfica, próximo a linha do equador, favorece muito esse
país no que diz respeito ao seu potencial da energia solar. A temperatura
média anual é de aproximadamente 25ºC, apresentando valor mínimo de 17ºC
e máximo de 30ºC aproximadamente.
A ilha de Santiago, como as restantes do país, possui boas condições
de aproveitamento da energia solar. Não se têm dados atualmente do potencial
aproveitável nessa ilha. Isso se justifica pelo pouco investimento por parte
desse país no aproveitamento dessa fonte de energia no passado. A insolação
média anual nessa ilha é de 7,5 horas/dia.
A ilha de Santo Antão possui um estudo do potencial da energia solar.
A radiação média anual nessa ilha varia entre 3,9 MW/m² a 4,7 MW/m². Pela
proximidade das ilhas e condições atmosféricas semelhantes esses valores
podem também ser considerados válidos para Santiago (Luís Alves).
A cidade de Praia, conta com um parque solar instalado em 2010, com
capacidade de geração de 5 MW de potência em seu sistema elétrico. O custo
desse projeto foi de 18,7 Milhões de Euros.
Futuros parques solares deverão ser instalação nessa ilha, pelas
condições favoráveis que apresenta para o aproveitamento dessa fonte de
energia. Estudos deverão ser realizados para definir qual o potencial máximo
aproveitável. A política do atual governo vai nesse sentido e se espera grande
investimento nesse tipo de fonte de energia.
No presente estudo de planejamento do sistema elétrico de Santiago a
geração de energia elétrica a partir das fontes de geração eólica, solar e o
biodiesel, são alternativas prioritárias na expansão do atual sistema.
32
3. Fluxo de potência
O planejamento do Sistema Elétrico de Potência (SEP) deve ser feito
de forma a atender certos critérios de qualidade e continuidade de serviços aos
usuários desse sistema. Podemos citar com exemplos de tais critérios de
qualidade, valores máximos e mínimos de tensão nos pontos de entrega,
excursão máxima de freqüência em torno do valor nominal, carregamento
máximo dos componentes do sistema, entre outros. No planejamento da
ampliação de sistemas, devido ao crescimento da carga, impõem-se
instalações de novas usinas e reforços nos sistemas de transmissão e
distribuição (Zocollotti, 2002).
Estudos de fluxo de potência permitem verificar, admitida uma projeção
do aumento de carga ao longo de um determinado tempo, se o sistema será
capaz de manter-se dentro dos critérios estabelecidos no atendimento aos
usuários, como níveis de tensão nos barramentos. Permitem ainda uma
comparação entre diferentes soluções propostas para a expansão do sistema,
bem como a avaliação do impacto no sistema em função da entrada de novas
unidades geradoras.
Como uma das ferramentas básicas para analise de sistemas elétricos
as equações do fluxo de potencia podem ser aplicadas tanto em sistemas de
grande porte quanto em pequenas instalações. Através da análise do fluxo de
potência pode-se conhecer o desempenho de sistemas sob o ponto de vista de
operação ou planejamento.
A operação de um sistema é considerada adequada quando os níveis
de tensão permanecem dentro de determinadas faixas. Em sistemas de grande
porte é usual considerar como normal, variações de tensão entre 0,95 pu e
1,05 pu. Valores fora desta faixa podem significar que o sistema opera de
forma não segura, próximo de seus limites de estabilidade. Entretanto, existem
exceções, como em sistemas de pequeno porte, onde é permitida a operação
do sistema em níveis de tensão próximos a 0,90 pu (SENAI, 2007).
33
3.1 Formulação do problema
Problemas que envolvam análises de redes elétricas em regime
permanente (como, o cálculo do fluxo de carga ou fluxo de potência) são
formulados geralmente na forma de sistemas de inequações algébricas não-
lineares, onde cada uma das equações se refere a uma barra presente nesta
rede. O conjunto de equações do problema do fluxo de carga é formado por
duas equações para cada barra do sistema, levando-se em conta o princípio da
conservação das potências ativa e reativa em cada nó da rede, isto é, a
potência líquida injetada deve ser igual às somas das potencias que fluem
pelos componentes internos e que têm este nó como um dos seus terminais
(Monticelli et al.,2000).
As equações que modelam as potências em cada nó da rede são
funções das seguintes variáveis:
• Pi - Potência ativa na barra i
• Qi - Potência reativa na barra i
• Vi - Módulo de tensão na barra i
• Θi - Fase da tensão na Barra i
Com duas destas variáveis fornecidas como dados de entrada, as
outras duas serão as incógnitas do problema. A partir disto, podem ser
definidos três tipos de barras: (i) as barras do tipo PQ, onde os dados
fornecidos são as potências ativa e reativa nos nós, e são calculados o modulo
e a fase da tensão; (ii) barras do tipo PV, que tem como dados de entrada a
potência ativa e o modulo da tensão na barra, enquanto a potência reativa e a
fase da tensão são as incógnitas; (iii) barras do tipo Vθ, que também pode ser
chamada de barra de referência. Nela são fornecidos os valores de módulo e
fase da tensão enquanto que as potências ativa e reativa são as incógnitas.
Na formulação do problema de fluxo de carga, são necessárias duas
equações para cada barra presente na rede, uma que expressa a potencia
ativa, e outra que expressa a potencia reativa.
Para apresentá-las será feita uma breve introdução a respeito da
relação entre potencia, tensão e corrente, lembrando que as variáveis deste
problema são complexas. Admite-se que todos os valores são fornecidos em
p.u.
34
Em redes elétricas balanceadas e leneares, é válida a seguinte relação
entre corrente e tensão:
� � � (1)
Onde é o vetor de correntes injetadas nos nós, é o vetor das
tensões nos nós, e � é a matriz de admitância nodal, sendo, cada elemento (i,i)
de sua diagonal principal a representação da soma de todas as admitâncias
ligadas ao nó i, e os elementos (i,j) fora da diagonal a representação do
negativo da admitância entre as barras i e j. A partir desta equação pode-se
observar que a corrente � que é injetada no nó é dada por:
I = � Y i,k
N
k=1
* � �2�
Onde �,� é o elemento (i,k) da matriz admitância nodal e � é a tensão
no nó k.
A potência ��, para um nó i, pode ser descrita como:
�� = � � �� �3�
Então, a partir das equações (2) e (3) tem-se que:
�� = � � � ��,��
N
k=1
* �� �4�
A equação (4) é uma das equações básicas do fluxo de carga, e a
partir dela, chega-se às equações que representam as potências ativas e
reativas de cada uma das barras da rede. Para isto, é necessário saber que a
potência �� e cada elemento da matriz de admitância ��,�, podem ser expressos
em suas formas retangulares, respectivamente como:
35
�� = �� � ��� �5�
��,� = ��,� � ���,� �6�
Onde ��,� e ��,� são respectivamente a condutância e susceptância do
nó i em relação ao nó k, e �� e �� são respectivamente as potências ativas e
reativa no nó i .
Representando os termos � e � em formas polares:
� � � � !"# �7�
� � � � !"% �8�
A partir dessas definições e da equação (4) chega-se às seguintes
equações para as potências ativa e reativa para cada barra da rede.
�� = � �N
k=1
� � ���,� � cos *�,� + ��,� � sin *�,�� �9�
�� = � �N
k=1
� � /��,� � sin *�� + ��,� � cos *�,�0 �10�
Onde *�,� � *� 2 *�.
As equações (9) e (10) expressam as potências ativa e reativa em
uma barra a partir dos módulos e fases das tensões, do próprio nó, e de nós
adjacentes a ele. É possível perceber isso quando se observam os
componentes ��,� e ��,�, pela definição da matriz de admitância. Estes irão
apresentar valores diferentes de zero quando o nó i for adjacente ao nó k.
36
3.2 Solução do fluxo de potência
O Estudo de Fluxo de Potência, também denominado de “Fluxo de
Carga” ou de “Load Flow”, pode ser entendido como sendo um processo de
cálculo onde o sistema elétrico é trabalhado através de modelos físico-
matemáticos visando à obtenção dos fluxos de potência ativa e reativa através
das linhas e transformadores, tensões em módulo e ângulo nas barras, valores
de geração ativa e reativa das unidades geradoras etc., nos vários pontos de
um sistema elétrico de potência (Zocollotti, 2002).
As análises do sistema através de estudos de fluxo de potência
representam o comportamento do sistema para uma dada condição de
configuração, geração e carga. A escolha dessas condições deve representar o
comportamento do sistema em uma determinada situação, o mais próximo da
operação real
As análises do sistema através de estudo de fluxo de potência
possuem um elevado grau de confiabilidade (Zocollotti, 2002).
Como em um SEP não conhecemos os valores das correntes dos
diversos ramos do circuito, mas sim as especificações de potência Ativa e
Reativa, o problema, que inicialmente se trataria de forma linear, passa a ser
encarado como um problema não linear, que não pode ser resolvido
diretamente pelas técnicas clássicas de álgebra linear. Pelo contrário, a
solução deve ser obtida por um procedimento iterativo. Os métodos
convencionais de cálculo de fluxo de potência em redes de transmissão são os
de Newton-Raphson, Desacoplado Rápido, etc. (Monticelli, 1983).
Várias ferramentas computacionais são utilizadas atualmente para
resolver o fluxo de potência de uma rede. As análises realizadas nesse
trabalho utilizam o método de Newton-Raphson através do Programa de
Análises de Rede – ANAREDE versão V08-Jan03 (CEPEL – programa
ANAREDE, 2003).
37
a. Programa de análises de rede – ANAREDE
O ANAREDE é um conjunto de aplicações computacionais
desenvolvido pela CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica com o
intuito de tornar disponível, às empresas do setor, novas técnicas, algoritmos e
métodos eficientes, adequados a realização de estudo nas áreas de operação
e planejamento de sistemas elétricos de potência (ANAREDE, 2008).
A versão V08-Jan03 é composta por vários programas, como é o caso
dos programas fluxo de potência e fluxo de potência continuado utilizados
nesse trabalho para análise das tensões nas barras do sistema em decorrência
do aumento de carga prevista para um determinado período de tempo.
O Programa fluxo de potência tem como objetivo o cálculo do estado operativo
da rede elétrica para definidas condições de carga, geração, topologia e
determinadas restrições operacionais (ANAREDE, 2008).
O Programa de fluxo de potência continuado processa seqüencialmente vários
casos de fluxo de potência aumentando a carga de um conjunto de barras de
acordo com uma direção especificada. É utilizado para a determinação das
margens de estabilidade de tensão e para análise do perfil de tensão frente ao
crescimento da demanda do sistema. Curvas PxV podem ser obtidas para
diferentes cenários de crescimento de carga e geração. Curvas QxV também
podem ser obtidos automaticamente (ANAREDE, 2008).
b. Curvas PV na análise de expansão
Um sistema elétrico é dito estável do ponto de vista de tensão se após
distúrbios, contingências ou aumento de carga, um novo estado de equilíbrio é
obtido com todas as tensões dentro de limites aceitáveis. O estudo de
estabilidade de tensão permite determinar o quanto um estado de operação
está próximo do ponto de colapso de tensão, evitando-se possíveis
38
desligamentos com conseqüências graves como as relatadas em [Kundur,
1994].
Um sistema entra em estado de instabilidade de tensão quando o
aumento de demanda da carga ou alterações nas condições de operação
produz uma progressiva e incontrolável queda de tensão. Isso é esperado
porque as quedas de tensões sobre as linhas de transmissão são funções das
potências ativas e reativas transferidas [Kundur, 1994].
O uso de curvas PV é uma maneira prática de se analisar a
estabilidade de tensão de regime permanente de um sistema elétrico de
potência. Tais curvas fornecem o limite de operação estável de um sistema e
através dela pode ser avaliada a necessidade de expansão do sistema em
termos de geração e transmissão.
Esse trabalho faz a análise dessa curva para determinar as tensões
nos barramentos do sistema através do programa do calculo de Fluxo de
potência no ANAREDE.
Figura 7 - Exemplo ilustrativo da Curva PV
Nesse trabalho mantém-se o fator de potência constante no
crescimento da carga e consideram-se os limites de geração de potência
reativa dos geradores nas simulações, através do ANAREDE.
39
4. Levantamento dos dados do setor de energia de ca bo verde
Cabo verde é um país desprovido de recursos naturais abundantes. A
necessidade de importá-los de outras nações fez com esse país tivesse uma
grande dificuldade na estruturação do seu setor elétrico. Com a independência
de 1975, os colonizadores portugueses abandonaram o país, deixando-o num
estado precário, onde não existiam recursos, e nem sequer existia setor
privado. Nessa situação o recente formado governo teve que participar de
todos os setores da economia do país, principalmente as chamadas indústrias
de base, como é o caso do setor elétrico (PEAS - Projeto de Energia, Água e
Saneamento, 2002).
Em 1976, através do departamento de Eletricidade, estabeleceu como
principais metas do seu programa a eletrificação das principais cidades e vilas
do país. Em 1990, após 15 anos de trabalho essa meta foi cumprida (Relatório
Electra, 2009).
A estruturação dos setores de produção e distribuição de energia
elétrica e água (por processos de dessalinização) passaram por várias
tentativas. A primeira ocorreu nas ilhas de S. Vicente, Santiago (Praia) e Sal,
com a criação de três empresas estatais. Em S. Vicente, a Eletricidade e Água
do Mindelo (EAM), que resultou da fusão em 1978 da Junta Autónoma das
Instalações de Dessalinização de Água (JAIDA) com a Central Eléctrica do
Mindelo (CEM); na Ilha de Santiago, a Central Eléctrica da Praia, (CEP), que
produzia e distribuía a eletricidade na Cidade da Praia; e na ilha do Sal, a
Eletricidade e Água do Sal (EAS) (PEAS, 2002).
A segunda tentativa de estruturação ocorreu quando foi criada a
ELECTRA, Empresa Pública de Eletricidade e Água, a 17 de Abril de 1982,
pelo Decreto-lei nº 37/82. Esse decreto consistia em consolidar as três
empresas regionais numa única estatal nacional, que produzisse e distribuísse
energia e água dessalinizada nessas três ilhas. O total da produção de energia
atingia os 14.155.000 kWh, e o consumo era de 9.538.000 kWh. A produção de
água era de 519.996 m3, registrando então um consumo de 302.290 m3. Em
40
1992, a ELECTRA celebrou com a Câmara da ilha de Boa Vista um contrato de
concessão e passou a assegurar a produção e distribuição de eletricidade e
água, na vila de Sal Rei e na zona norte da ilha (PEAS, 2002).
Com a entrada do novo governo em 1991 e a elaboração do III PND
(1992/1996), o setor elétrico foi orientado visando a construção de
infraestruturas necessárias para a eletrificação de todos os principais centros
de cada conselho, assim como o reforço e valorização dos recursos endógenos
como o caso da energia eólica. No período compreendido entre 1990 e 1995, a
capacidade instalada duplicou passando de 21,4 MVA para 42,3 MVA
(Cardoso, 2005).
Outro momento de reestruturação da empresa ocorreu em 1998,
quando ela visava estender sua ação a todo território nacional. Houve
mudanças no estatuto e na composição societária da empresa, onde a Electra
passou a ser Sociedade Anônima.
No inicio do ano 2000 a empresa já possuía delegações em todas as
ilhas do país, fornecendo os serviços de produção e distribuição de eletricidade
com exceção de São Filipe e Santa Cruz, na ilha do Fogo e Santiago
respectivamente, assim como no recolhimento e tratamento de águas residuais
do Mindelo (PEAS, 2002).
4.1 ELECTRA S.A
Empresa de Eletricidade e Água, SARL é uma Sociedade Anônima,
cujo objeto social definido pelos seus estatutos, consiste na produção,
distribuição e venda de eletricidade em todo o território nacional, de água na
Praia, São Vicente, Sal e Boa Vista, bem como a recolha e o tratamento para a
reutilização de águas residuais na cidade da Praia e no Mindelo, podendo
dedicar-se a outras atividades relacionadas com o seu objeto social (Relatório
e contas 2009 – Electra S.A, 2009).
41
4.2 ESTRUTURA DO SISTEMA ELÉTRICO DE CABO VERDE
O sistema produtor de energia elétrica de Cabo Verde baseia-se
essencialmente na exploração, em redes isoladas, de centrais elétricas
equipadas com grupos dieseis, utilizando como combustível o gasóleo e muito
recentemente o fuel. Todos os grupos dispõem de sistemas de regulação de
velocidade e de tensão de modo a manter as grandezas elétricas da rede em
valores próximos dos normais (PEAS, 2002).
As linhas aéreas de média tensão fornecem normalmente energia
elétrica para áreas rurais, pequenas cidades, companhias industriais ou
fábricas, enquanto que as linhas subterrâneas para os grandes centros
urbanos.
Na figura 8 é representado um esquema simplificado da arquitetura do
sistema elétrico cabo-verdiano (PEAS, 2002).
Figura 8 - Arquitetura Elétrica do sistema elétrico de Cabo Verde
FONTE: Jair (2010).
42
A energia que sai da Central de Produção passa pelas subestações de
distribuição da empresa, é medida, portanto, conhecida e facilmente
controlada. O caminho a ser percorrido por esta energia é determinado por um
conjunto de cabos de média tensão (MT), além de outros equipamentos como
reguladores de tensão e de amperagem. A energia elétrica sai da subestação
e, então, é distribuída para todos os postos de transformação e anéis da
cidade e estes, por sua vez, são distribuídos para os transformadores das
diferentes regiões ou bairros. Essa energia depois de transformada entra nas
portinholas de cada consumidor antes de ser consumida (PEAS, 2002).
A energia elétrica chega aos consumidores através de redes de
distribuição a dois níveis de tensão, media tensão (MT) e baixa tensão (BT).
Em nível de Média Tensão, predominam varias tensões (6, 10, 13.8, 15 a
20kV) (PEAS, 2002).
Um projeto feito pela Electra sobre as novas ligações domiciliares em
2002 realça que as linhas aéreas de baixa tensão são constituídas de quatro
cabos condutores (três fases e um neutro). Os condutores são de cobre ou
alumínio, sendo suportados por isoladores montados transversalmente ao
longo dos postes.
Os cabos são montados num plano vertical, separados entre si de 15 a
25 centímetros. As redes de distribuição aérea operam com circuitos trifásicos
com neutro (220V ou 380V entre fases). O número típico de consumidores por
transformador varia de acordo com as características de potência dos
transformadores (PEAS, 2002).
4.3 Centrais produtoras de energia elétrica no país
Essas centrais produtoras são centrais que vem operando de 2005 a
2009. (Relatório Electra, 2005-2009).
43
As tabelas 5 e 6 mostram as unidades geradoras da ilha de Santiago
nos anos 2005 e 2009 assim como o tipo de fonte de geração que estas
utilizavam.
TABELA 5 - PRODUÇÃO POR CENTRAL E TIPO DE EQUIPAMENTO EM 2005 (kWh)
Ilha Central Diesel Eólica Total
Repartição
percentual
Santiago
Cidade da Praia 17.802.523 2.299.239 20.101.762
Palmarejo 81.780.047 81.780.047
Porto Mosquito 44.516 44.516
S. Cruz 3.161.620 3.161.620
Total Praia 102.788.706 2.299.239 105.087.945 44,5%
Assomada 6.595.673 6.595.673
Ribeira da Barca 284.525 284.525
Tarrafal 4.061.063 4.061.063
Calheta de S. Miguel 1.343.101 1.343.101
Total interior Santiago 12.284.362 12.284.362 5,2%
TOTAL (Santiago) 115.073.068 2.299.239 117.372.307 49,7%
FONTE: Relatório ELECTRA (2005)
TABELA 6 - PRODUÇÃO POR CENTRAL E TIPO DE EQUIPAMENTO EM 2009 (kWh)
Ilha Central Diesel Eólica Total Repartição percentual
Santiago
Praia - Gamboa 5.178.000 711.542 5.889.542
Palmarejo 131.230.170 131.230.170
Porto Mosquito 0 0
S. Cruz 6.556.699 6.556.699
Total Praia 142.964.869 711.542 143.676.411 48,7%
Assomada 9.319.341 9.319.341
Ribeira da Barca 333.247 333.247
Tarrafal 5.150.906 5.150.906
Calheta de S. Miguel 0 0
Total interior Santiago 14.803.494 14.803.494 5,0%
TOTAL (Santiago) 157.768.363 711.542 158.479.905 53,7%
FONTE: Relatório ELECTRA (2009)
Como se observa nas tabelas 5 e 6 Santiago é o maior centro de
consumo e produção de energia elétrica de Cabo Verde. Representou em 2009
53,7 % de toda geração do país. A maior cidade do país e sua capital, Praia, é
também seu maior centro de consumo representando em 2009 48,7 % de toda
geração produzida.
A taxa de crescimento anual
Santiago é de aproximadamente 15 % na Praia e 7% no interior da ilha.
4.4 Sistema elétrico de potência da ilha de
A figura 9 representa de forma esquemática o
de Santiago. Nesta é mostrada a localização das centrais produtoras, suas
interligações e tipo de geraç
(Relatório Electra, 2009).
Figura 9 - Esquemático do sistema elétrico
FONTE: Adaptado Relatório Electra (2009)
A taxa de crescimento anual da procura de energia elétrica para
antiago é de aproximadamente 15 % na Praia e 7% no interior da ilha.
Sistema elétrico de potência da ilha de Santiago
representa de forma esquemática o sistema elétrico da ilha
de Santiago. Nesta é mostrada a localização das centrais produtoras, suas
interligações e tipo de geração segundo recursos disponíveis no ano de 2010
(Relatório Electra, 2009).
sistema elétrico de Santiago (2010)
Adaptado Relatório Electra (2009)
44
da procura de energia elétrica para ilha de
antiago é de aproximadamente 15 % na Praia e 7% no interior da ilha.
sistema elétrico da ilha
de Santiago. Nesta é mostrada a localização das centrais produtoras, suas
rsos disponíveis no ano de 2010
45
O SEP de Santiago é caracterizado pela diversidade nas fontes na
geração de energia elétrica. A geração térmica é predominante, representando
em 2010 mais de 95 % da geração na ilha apesar do país não possuir o
combustível utilizado, sendo este importando a preços altos. A dependência
desse combustível para a geração de energia fez o preço da energia elétrica
que chega aos consumidores ser bastante alto se comparados a energia
vendida em outros países. As figuras (10) e (11) mostram as variações da
quantidade e do preço dos combustíveis, respectivamente, ao longo dos anos
utilizados na geração de energia elétrica pelas centrais térmicas do país.
Figura 10 - combustíveis utilizados na geração elétrica em Cabo Verde
FONTE: ELECTRA 2009.
Figura 11 - Variação do preço dos combustíveis: Cabo Verde.
FONTE: ELECTRA 2009.
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
200,00
Jun
-20
04
No
v-2
00
4
Ag
o-2
00
5
Ab
r-2
00
6
No
v-2
00
6
Jan
-20
07
Ou
t-2
00
7
Ma
r-2
00
8
Jun
-20
08
Se
t-2
00
8
Ou
t-2
00
8
No
v-2
00
8
De
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00
8
Jan
-20
09
Ma
r-2
00
9
Ag
o-2
00
9
Ou
t-2
00
9
Fuel 180 - Esc / Kg
Gasolina Esc / Litro
Fuel 380 - Esc / Litro
46
O sistema elétrico de Santiago é disperso, ou seja, não é um sistema
interligado como pode ser visto na figura 9. A geração e consumo para os
diferentes conselhos são isolados uma da outra, salvo alguns conselhos como
Tarrafal e Praia que se interligam com S. Miguel e R. Grande, respectivamente.
4.4.1 Sistema elétrico de potência da cidade da pra ia
A cidade da Praia, como já referido ao longo desse trabalho é a maior
cidade do país e também seu maior centro de consumo. A geração e consumo
nessa cidade atingiram no ano 2010 aproximadamente 90 % de toda geração e
consumo da ilha. Ela também possui o maior e mais estruturado sistema
interligado de todas as cidades do país. Na geração temos como fontes
utilizadas a eólica, a solar e a térmica convencional. As tensões de transmissão
entre subestações utilizadas nesse sistema é 15 e 20 kV. As tensões de
consumos são fornecidas a partir das subestações secundárias nos valores de
220/380 V. Nas figuras (12) e (13) encontram-se os diagramas unifilares
esquemático do SEP de praia.
Figura 12 - Representação esquemática do SEP de Praia
FONTE: Electra S.A (2011)
47
Figura 13- Representação esquemática do diagrama unifilar de média tensão do SEP da Praia.
4.5 Sistema integrado de Santiago
Na figura (14) está representado o projeto integrado de Santiago
financiado pelo BAD/JBIC, que visa eliminação das centrais do interior de
Santiago, produção de energia em toda a ilha com recurso a óleo combustível
(Fuel) até final de 2012 (António Fortes, 2010).
48
Figura 14 - projeto integrado Santiago 2011-2012
FONTE: António Fortes (2009)
A figura (15) ilustra o esquemático do sistema elétrico de Santiago,
contemplando a projeção dos projetos de expansão em andamento, com
término previsto para finais 2011.
Figura 15 - representação esquemática do sistema elétrico de Santiago - 2012.
49
4.6 INVESTIMENTOS NO SETOR DE ENERGIA DE SANTIAGO
O setor de energia em Cabo Verde infelizmente, não tem sido
integrado numa política global de energia, de infra-estruturação e de
desenvolvimento econômico do país. Esta falta de visão global, do setor de
energia em geral e do subsetor de eletricidade em particular, terá sido uma das
causas dos vários períodos de “crise de crescimento” do sistema nacional
produtor de energia elétrica. Essas crises terão sido resultantes dos grandes e
graves atrasos verificados no aumento de potência instalada dos centros
produtores de energia, e também na não ampliação e modernização
tempestiva das redes de transporte em média tensão (MT) e de distribuição em
baixa tensão (BT) de eletricidade nas várias cidades e vilas de Cabo Verde
(relatório da Electra, 2008).
As crises no abastecimento de energia elétrica, principalmente na
cidade da Praia, para serem evitadas no futuro requerem a implementação de
um Programa de Emergência, para recuperar o atual atraso de 4 anos (de
2002/3 a 2006), com um conjunto intensivo de investimentos, programa esse
que terá de ser realizado, no quadro de um plano de energia sustentável e
ambicioso de desenvolvimento do sector de energia e água para o futuro (2009
– 2020). Este plano terá de ser integrado no desenvolvimento econômico global
da ilha de Santiago e de todo o Cabo Verde.
O plano sustentável de desenvolvimento de energia deverá
acompanhar com segurança a taxa exponencial (» 15%/ano) de crescimento
da procura energia elétrica principalmente na capital do país e o rápido
aumento da procura de energia e água por todo o país (Sal, Vicente, Boa Vista,
Santo Antão, São Nicolau, Maio, Fogo e Brava).
A Cidade da Praia tem registrado um crescimento anual de consumo
de energia elétrica a uma taxa média superior a 15%, donde uma duplicação
em cada 4,7 anos.
Os últimos grandes investimentos efetuados no sector de produção (+
11.200 kW, dois grupos de 5.600 kW cada) em 2001/2002, na Nova Central
50
Elétrica do Palmarejo, mas que também foram realizados com um atraso
superior a 3 anos, deveriam ter sido complementados com novos investimentos
de (+ 14.600 kW), em 2003. A instalação deste possível reforço de potência
das centrais elétricas da cidade da Praia com mais 14.600 kW (2 grupos de
7.300 kW cada) em finais de 2007, foi realizado com um novo atraso de mais
de 4 anos. Em 2010 a Nova central de Palmarejo foi reforçada com um parque
solar com capacidade de geração de 5MW de potência.
Nova central única de Santiago está sendo instalada em Palmarejo
com a ampliação da Nova central de Palmarejo. Este processo visa eliminar as
pequenas centrais como é o caso da de Tarrafal, S. Cruz e Santa Catarina.
Será construída uma linha de média tensão de 60 kV que ligará a Nova Central
de Palmarejo a uma subestação abaixadora (60 kV – 20 kV) localizada em S.
Miguel. A subestação abaixadora de S. Miguel se conectará com as
subestações abaixadoras (20kV -127/220/380 V) construídas em Tarrafal, S.
Cruz e Santa Catarina por uma linha de transmissão de 20 kV. A partir destas
subestações, a distribuição de energia elétrica será feita para a população
destas localidades. A previsão de conclusão das obras e início de operação
esta prevista para finais de 2012 (António Fortes, 2010).
Como já comentado anteriormente o atual parque do Monte S. Felipe
será substituído por um novo parque com capacidade de produção de 10 MW
de potência. Será construída uma linha de transmissão de aproximadamente, 8
km desde o Monte Filipe ou Ilhéu de São Filipe, até à subestação da Electra
localizada na Várzea, em frente à Praia da Gamboa. A conclusão deste projeto
está prevista para finais de 2012 (Cabeolica Wind Farm Project, 2010).
51
4.7 Estudo de expansão do SEP de Santiago
A geração de energia elétrica que no início era baseado na utilização
do combustível no ponto de consumo teve seu cenário mudado quando
Thomas Edison instalou a primeira estação de energia elétrica, chamada Pearl
Street Electric Station, em Nova Yorque, em 1882. A partir desta data a
estações geradoras se espalharam pelo mundo. Algumas das razões pela
expansão gigantesca deste tipo de indústria, como a conhecemos hoje, são
citadas abaixo:
1. A energia Elétrica pode ser transformada em outro tipo de energia,
sendo ela transportada e disponível no ponto de consumo;
2. A energia Elétrica, por não ser efetivamente armazenada, tem
contribuído para seu uso crescente.
Conforme já dito o objetivo básico de um sistema elétrico de potência é
gerar energia de forma que atenda aos seguintes requisitos: continuidade de
serviço e qualidade de energia. O SEP deve gerar energia em quantidades
suficientes e nos locais apropriados, transmití-la em grandes quantidades aos
centros de consumo e então distribuí-la aos consumidores individuais, em
forma e quantidade apropriadas com os mais baixos custos econômicos,
ecológicos e segurança possível, Tubarão (2003).
A estrutura de um SEP é muito complexa, no entanto, pode ser dividida
em 5 grandes blocos:
• Fonte de Energia – Geração;
• Conversor de energia – Transformação;
• Sistemas de transmissão;
• Sistema de distribuição;
• Carga – Consumo.
Na sua forma simplificada, o SEP é devido em meios de produção,
meios de transportes e meios de consumo de energia elétrica, como ilustrado
na figura 16.
52
Figura 16 - Representação simplificada de um sistema de energia elétrica
FONTE: Fortunato (1990)
A localização dos meios de produção é função da disponibilidade dos
recursos primários. No caso das usinas termoelétricas o mais próxima possível
dos centros de consumo (Fortunato, 1990).
As linhas de transmissão e subestações correspondem aos meios de
transportes, responsáveis pela chegada da energia produzida nas usinas aos
consumidores.
A energia elétrica precisa ser consumida na medida e tempo em que
ela é gerada, uma vez que não há possibilidades reais de armazenamento. Da
eficiência das linhas de transmissão e distribuição dependem a qualidade do
produto final e redução das perdas elétricas.
Os meios de consumo da energia elétrica correspondem a toda a carga
dos diferentes tipos de consumidores. Para efeito de planejamento de sistema
de produção, a distribuição de energia é incluída nos meios de consumo.
A confiabilidade e economicidade dos três elos dependem da
confiabilidade e economicidade de cada um dos componentes. A integração
destas torna o sistema mais confiável e econômico (Fortunato, 1990).
4.7.1 Planejamento de sistemas elétrico de potencia
O planejamento de sistemas elétrico de potência apresenta: as
previsões da demanda futura de eletricidade, a escolha de técnicas e
tecnologias de geração e de transmissão de energia elétrica, a definição e a
determinação da estrutura geral do sistema e a seleção de cenários de
53
investimentos mais próximos do ótimo considerando a locação e o cronograma
de entrada em operação dos novos equipamentos e componentes do sistema.
O planejamento de um sistema de energia elétrica tem como objetivos
o estabelecimento de um nível de confiabilidade para o atendimento da
demanda máxima futura e baixo custo. Os acréscimos na capacidade instalada
são dimensionados a atender a demanda máxima prevista e aos requisitos de
reserva de potência. A reserva de potência representa uma folga de
capacidade de geração com a finalidade de manter a estabilidade e a
qualidade de suprimento em situações de falhas em unidades geradoras, erros
de previsão de carga, manutenções etc.
4.7.2 Estudo de expansão do sistema de geração
As Usinas termoelétricas podem ser divididas em dois grupos: As
convencionais e as nucleares. As convencionais utilizam como combustíveis
materiais fósseis como carvão, gás natural e combustível (derivados de
petróleo). Podem ser dividas em usinas a vapor, a gás e em usinas com
combustão direta (Fortunato, 1990).
As usinas a combustão direta, funcionam com base no princípio dos
motores a pistão (Combustão interna - a mistura admitida para dentro do
motor é queimada e sua energia térmica é transformada em energia mecânica),
como as usinas de óleo diesel. Estas por sua vez apresentam como vantagem
dimensões reduzidas, facilidade de operação e manutenção e rapidez na
tomada ou redução de carga. Os inconvenientes da sua utilização são,
principalmente, o uso dispendioso de combustível e poluição ambiental
(Fortunato, 1990).
Nos estudos de planejamento de geração a representação das usinas
termoelétricas é feita através de suas características físicas e restrições
operacionais, tais como potência máxima, combustível usado, consumo
específico, taxa de tomada de carga e nível mínimo operativo.
54
Os níveis mínimos operativos, em estudos de planejamento energético,
podem estar ligados as características físicas das usinas, como manutenção do
ciclo termodinâmico, ou do consumo de combustível secundário nas usinas a
carvão, ou ainda relacionadas a problemas de estabilidade na rede elétrica.
A potência ativa mínima para os geradores utilizados no SEP de
Santiago é limitada a 50% da potência máxima em virtude do tipo de
combustível utilizado ("Fuel" 380 cst).
Na ilha em estudo, Santiago, as usinas convencionais a óleo diesel
predominam e representaram em 2010 90% de toda geração de energia
elétrica. O Anexo A, apresenta os geradores convencionais e suas
características, disponíveis para geração de energia elétrica para o ano de
2012.
As gerações a partir de fontes renováveis nomeadamente solares,
eólicas e biodieseis são representadas no estudo de planejamento como fontes
alternativas de geração com restrições intrínsecas na capacidade de geração.
A dependência dos recursos naturais, nem sempre disponíveis nos momentos
que se precise, torna esse tipo de geração pouco confiável quanto ao
fornecimento de determinado nível de potência. Mas não deixam de ter a sua
grande importância no contexto de planejamento de geração, uma vez que
essas fontes são renováveis podendo ser exploradas por um tempo muito
grande, gerando economia e reduzindo a poluição, um dos grandes problemas
enfrentados hoje pelo planeta.
Na ilha de Santiago a exploração de fontes renováveis para geração de
energia elétrica vem sendo utilizada desde 1994, quando os primeiros parques
eólicos foram instalados, com capacidade de geração de 0,9 MW de potência.
Em 2010, o primeiro parque solar entrou em operação com capacidade de
geração de 10 MW. Em 2012 está previsto a entrada em operação do parque
eólico de Monte de São Felipe, com capacidade de geração de 10 MW. Uma
fonte de energia ainda inexplorada para geração de energia elétrica na ilha de
Santiago é o biodiesel proveniente dos óleos da Purgueira. Esta apresenta um
potencial razoável e que poderá ser utilizada como forma de geração
alternativa enriquecendo o sistema com geração com menos poluição e
55
combustível nacional obtido a um preço menor se comparado aos derivados do
petróleo.
A ilha apresenta condições favoráveis para esses tipos de gerações
alternativas como vem sendo mostrado ao longo desse trabalho. O atual
governo vem apostando nesses tipos de geração, e previu para 2020 um
sistema elétrico no país com 50 % da sua geração pelas fontes renováveis.
a. Comparação dos diferentes tipos de geração na il ha de Santiago
Segundo Ricardo Martins, do planejamento da Electra S.A, o custo
unitário da implantação de 1 KW de potência eólico em Cabo verde é estimado
em 1500 Euros.
O custo total do atual parque solar instalado em 2010, na cidade da
Praia, com 5 MW de potência de capacidade de geração, é de 18,7 Milhões de
Euro (Ricardo Martins, 2011).
O custo de implantação de um gerador térmico a diesel e ou biodiesel é
o custo do gerador mais 10 % deste, aproximadamente.
Em Cabo Verde a taxa de cobrança de energia elétrica é uniforme para
qualquer que seja o tipo de geração. Não existe hoje ainda nesse mercado um
sistema regulatório e estruturado que defina o preço da geração produzida
pelos parques solares e eólicos, segundo Ricardo Martins do planejamento da
Electra S.A.
4.7.3 Estudo de expansão das linhas de transmissão
O transporte de energia elétrica é realizado em todos os níveis,
diferenciando-se pelas tensões e quantidades de energia que cada um de seus
elementos básicos transporta. Os elementos-base, responsáveis pelo
56
transporte que poderiam, genericamente, ser chamados eletrodutos, são
representados por linhas aéreas ou cabos, subterrâneos ou Submarinos. Suas
designações particulares o nível a que pertencem (Fuchs, 1977).
Linhas de transmissão são linhas que operam com tensões mais
elevadas do sistema tendo como função principal o transporte de energia
elétrica entre centros de produção e centros de consumo, como também a
interligação dos centros de produção e mesmo sistemas independentes. Em
um mesmo sistema pode haver, e em geral há linhas de transmissão em dois
ou mais níveis de tensão (Fuchs, 1977).
No SEP de Santiago, em estudo, predominam duas tensões de
transmissão: 20 e 60 kV. Os dados das linhas transmissão do referido sistema
foram fornecidos pela empresa Electra S.A para consulta.
a. Limites térmicos de capacidade de transporte
As secções dos cabos condutores são fixadas normalmente, através de
um equacionamento de custo da instalação, dimensionadas para operação nas
condições desejadas e as perdas de energia que ocorrem nessas condições de
operação. As restrições impostas são, em geral, de natureza tal que as
densidades de corrente nos condutores se mantêm relativamente baixas, não
havendo, portanto, maiores problemas com o aquecimento excessivo dos
condutores. Sob certas circunstâncias, pode ser de toda conveniência a
operação de linhas com densidades de corrente mais elevada, como no caso
de linhas relativamente curtas destinadas ao transporte de potências elevadas.
Neste caso, o aquecimento dos condutores, em virtude das perdas por efeito
joule, pode ser o fator de limitação de maior importância. A limitação da
corrente em um determinado condutor, a fim de que sua temperatura não
ultrapasse determinados valores prefixados, é necessária em virtude dos
seguintes fatores:
57
• Os projetos de distribuição das estruturas das linhas sobre o terreno se
baseiam nas flechas máximas admitidas para os seus condutores.
Estas são função das temperaturas máximas admitidas em projeto.
Qualquer acréscimo não previsto de temperatura fará com que as
flechas aumentem, reduzindo as alturas de segurança exigidas pela
norma.
• As perdas de energia por efeito joule são proporcionais as resistências
dos condutores, que aumentam com o aumento da temperatura.
• As deformações plásticas dos condutores e a perda cumulativa de
resistência mecânica são também função das temperaturas máximas
alcançados pelos condutores (Fuchs, 1977).
b. Equilíbrio térmico de um condutor
Os cabos elétricos das linhas de transmissão estão sujeitos a um
aquecimento adicional causado pela radiação solar, que se sobrepõe a efeito
térmico da corrente. Por outro lado, a superfície dos condutores perde calor de
duas maneiras: por irradiação e convecção.
Sob condições de regime permanente, temperatura ambiente, radiação
solar e corrente elétrica, a equação 11 é válida:
34 + 35 � 6. 7 + 38 �11�
Onde:
34 – Perda de calor por convecção
35 2 Perda de calor por radiação
38 – Ganho de calor por radiação solar
7 – Resistência do condutor à corrente alternada
A capacidade máxima de corrente sob limite de temperatura pré-
estabelecido poderá ser calculada pela equação 12:
58
� 9:,;;<=>? �@AB@C� D 5EF
�12�
Onde:
35 , 34 2 GH/JKL²M
7N4 – Resistência à corrente alternada [ohms/ 1000 pés]
O – Diâmetro do condutor
A avaliação da capacidade máxima de corrente de expansão nas linhas
de transmissão não será realizada pelos seguintes motivos:
� Tempo insuficiente para levantamento dos dados da equação 12;
� Estamos assumindo, que nesse estudo inicial de planejamento de
expansão do sistema elétrico de Santiago, que os limites de estabilidade
de tensão de regime permanente estão sendo atingidos a níveis
inferiores à capacidade máxima de corrente permitida nas linhas da
rede.
4.8 Características do consumo de energia elétrica na ilha de Santiago
Os desafios energéticos que se colocam a Santiago são caracterizados
por duas tendências: a expansão e o crescimento acelerado da população e a
crescente procura (por parte de nacionais e turistas), que inflacionam o
aumento do consumo de energia nessa ilha. Uma importante parte do
crescimento econômico está associada ao turismo que deve absorver um forte
crescimento anual, com impactos significativos no consumo de energia.
A dependência externa (importação de combustíveis) para produção de
energia e aumento da demanda por eletricidade e alguma ineficiência no setor,
resulta num elevado custo de eletricidade em Cabo Verde que é cerca de 70%
superior ao da União Européia, como mostra a PECV (2008).
59
Segundo a Agência Nacional de regularização econômica (ARE), o
sistema elétrico de Cabo verde passou 17 anos (1985-2003), sem ajuste
tarifário. Nessa época a empresa era estatal e não possuía um órgão
regularizador. A tabela 7 mostra a evolução no preço da tarifa ao longo dos
anos.
TABELA 7 - EVOLUÇÃO DAS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA EM CABO VE RDE
Escalões Tarifa (EUR/kWh sem IVA)
01/08/1985 01/01/2003 01/06/2006 05/03/2007 27/06/2008
I Tarifas de baixa tensão
BT Doméstica Social 0,13 0,15 0,18 0,19 0,20
BT Doméstica 0,15 0,19 0,22 0,24 0,26
Iluminação Pública - 0,11 0,13 0,14 0,18
Baixa Tensão Industrial 0,11 0,15 0,17 0,19 0,22
II Tarifa de média tensão 0,10 0,12 0,14 0,15 0,19
FONTE: Adaptado de ARE (2009)
Devido aos sucessivos aumentos dos preços dos combustíveis em
Abril de 2006 e a eliminação do subsídio do gasóleo, a ARE procedeu, em 1 de
Junho de 2006, ao aumento das tarifas de eletricidade em 20% e de água em
10%. Por este reajuste tarifário não ter sido suficiente para fazer face ao
aumento dos combustíveis, pois o “mix” dos custos de combustíveis, incluindo
a perda do subsídio de gasóleo aumentou cerca de 75%, a ARE procedeu a
um novo reajuste, em 5 de Março 2007, das tarifas de Eletricidade com um
aumento de 6,5% (Relatório da Electra, 2007) .
Na seqüência do sucessivo aumento de preço dos combustíveis em 27
de Junho de 2008, a ARE procedeu ao aumento das tarifas de eletricidade em
19,73% e de água em 10%. No dia 12 de abril de 2011, entraram em vigor
novos valores das tarifas de eletricidade, ajustada pela Agência de
Regularização Econômica - ARE em função do aumento dos preços dos
combustíveis, como mostra a tabela 8.
60
TABELA 8 - PREÇO DA TARIFA DE ELETRICIDADE - 2011.
TARIFA DE ELETRICIDADE (EUR/kWh)
Escalões Tarifa base (T)
IVA (15%X30%T)
Tarifa c/IVA
Baixa Tensão Doméstica
<=60kWh 0,24 1,19 0,25
>60kWh 0,30 1,50 0,32
Iluminação Pública 0,22 1,12 0,23
Baixa Tensão Industrial 0,27 1,33 0,28
Média tensão 0,23 1,13 0,24
FONTE: Adaptado de Are (2011)
A taxa de crescimento da procura por energia elétrica para a ilha de
Santiago é aproximadamente 15% ao ano. Este valor se refere somente a
cidade da Praia que no caso representa aproximadamente 90 % de toda
energia consumida na ilha. No interior da ilha esse crescimento é de
aproximadamente 7 % anual, representado no gráfico (1).
GRÁFICO 1 - AUMENTO DA CARGA DO SISTEMA DE 2012 – 2017
A figura 16.1 mostra a curva de carga típica num dia normal, sábado e
domingo. O sistema é mais carregado nos horários de ponta entre as 7 - 10
horas e das 18 - 22 horas.
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
2012 2013 2014 2015 2016 2017
ANO
Crescimento da Carga - Santiago
P. Santiago (MW)
Q. Santiago (MVar)
61
Figura 16.1 - diagrama de carga típicos do SEP de Praia (16-12-2009).
FONTE: Electra S.A (2011)
4.9 Representação do SEP da ilha Santiago em estudo
A figura 18 apresenta o diagrama unifilar do sistema integrado elétrico
de Santiago, que é a base sobre a qual é realizado o presente trabalho de
estudo de planejamento do SEP de Santiago.
Os dados desse sistema utilizados na realização das análises foram
fornecidos pela área de planejamento da concessionária Electra S.A, através
dos funcionários Ricardo e Arikson, para consultas.
62
Figura 17 - diagrama elétrico do SEP de Santiago em Estudo (sem escala)
FONTE: Electra S.A (2011)
63
5 Resultados das análises e discussões
As análises de fluxo de potência continuado para obtenção do perfil de
tensão nos barramentos do sistema foram divididas em duas etapas. A primeira
etapa teve por objetivo avaliar os níveis de tensão nos barramentos do sistema
integrado de Santiago, tendo em vista a previsão de carga e geração para o
ano de 2012. Foram utilizadas as demandas de carga mínima e máxima
previstas para este ano para realização das análises. A segunda etapa teve
como objetivo avaliar esse sistema, também em termos de níveis de tensão de
regime permanente nas barras, para os próximos cinco anos, ou seja, avaliar o
comportamento desse sistema num cenário de expansão de 2013 a 2017.
Todos os dados necessários para realizar as análises de fluxo de
potência continuado foram disponibilizados pela Electra S.A.
As simulações do fluxo de potência continuado foram realizadas
através do programa computacional ANAREDE. Através destas simulações
foram geradas curvas tipo PV e os casos mais críticos, ou seja, os barramentos
onde os níveis de tensão se aproximam dos limites pré-estabelecidos (sendo
estes 0,95 pu e 1,05 pu) são apresentados e analisados ao longo deste
capítulo.
A análise das curvas PV permite aperfeiçoar o estudo de expansão
desse sistema possibilitando tomadas de decisões no que diz respeito à
alocação das futuras gerações, de preferência renováveis, disponível na ilha
Santiago e instalação de novas linhas, bem como, de banco de capacitores.
As unidades geradoras que deverão ser instaladas nos próximos anos,
cuja necessidade é proveniente das análises de fluxo de carga continuado,
foram alocadas em certos barramentos da rede elétrica e novas simulações
foram realizadas com o intuito de verificar o impacto dessas novas unidades
geradoras no perfil de tensão dos barramentos do sistema. A melhor alocação
destes foi decidida através da análise dos resultados fornecidos após a
alocação desses geradores nos pontos considerados estratégicos. Os pontos
estratégicos foram considerados aqueles em que os barramentos se situam
64
próximos ao centro de consumo e próximos da principal região de geração de
energia elétrica, no caso, a barra (1), conforme ilustra a figura 17. Isso se
justifica pelo fato de que a distâncias longas é preciso transporte de toda
potência gerada até o centro de consumo através de um sistema de
transmissão, tornando a expansão do sistema bem menos econômica, devido a
perdas de transmissão e principalmente a construção de novas linhas e
subestações. Nesse sistema, além disso, o que mais pesou foi à decisão da
concessionária de energia, Electra S.A, de concentrar toda geração numa
única central, a de Palmarejo, este barramento (no caso, barra (1), como
ilustrado na figura 17) acabou sendo o ponto estratégico de maior relevância.
5.1 Análise do sistema integrado de Santiago para o ano de 2012
Foram realizadas simulações de fluxo de potência continuado para
avaliar, em termos de estabilidade de tensão nas barras, o SEP de Santiago no
ano de 2012, considerando as cargas mínimas e máximas previstas para esse
ano.
Os procedimentos para os cálculos do fluxo de potência continuado
através do ANAREDE estão disponíveis no manual do programa, disponível no
site da CEPEL, ver referência (4).
As análises foram realizadas para vários casos considerados críticos.
Nesse sistema onde se predominam gerações térmicas, solar e eólica, o caso
considerado mais crítico foi:
• Geração térmica a 100% da capacidade dos geradores a diesel;
• Geração alternativa solar a 0% da capacidade do parque fotovoltaico;
• Geração alternativa eólica a 25% da capacidade do parque eólico;
Os resultados estão apresentados nas figuras 18 e 19, barra (1) e (21)
respectivamente. Essas duas barras são consideradas importantes por duas
razões: a barra (1) é a da central de Palmarejo onde estão concentradas a
65
maior parte das unidades geradoras do sistema e a barra (21) é aquela que se
encontra mais distante de qualquer barra de geração.
Figura 18 - Potência na barra 1 em função do carregamento do SEP de Santiago 2012.
A capacidade de geração máxima dessa barra é de 46 MW em 2012.
Como se observa na figura 18, mesmo na condição considerada crítica (ou
seja, de maior carregamento esperado para o ano de 2012) a barra consegue
atender a demanda máxima prevista para 2012 de 44,5 MW. A barra (1) gera
39,5 MW, apresentado uma folga de 6,5 MW.
Figura 19 - Curva PV da barra (21) – 2012
A figura 19 mostra como varia a tensão na barra (21) para o
carregamento máximo previsto para 2012. A faixa de tensão considerada
aceitável, fornecimento com qualidade, varia entre 0,95 – 1,05 pu. Pela curva
se observa que o nível de tensão da barra (21) permanece entre esse limite
inferior e superior para toda a variação esperada para o ano de 2012.
66
Resumindo, as análises realizadas para o sistema interligado de
Santiago, previsto para 2012, através do cálculo de fluxo de potência
continuado avaliando o nível de tensão nas barras apresentaram as seguintes
conclusões:
� O sistema interligado Santiago previsto consegue sob ponto de vista de
estabilidade de tensão atender a demanda máxima prevista para o ano
de 2012;
� Esse sistema opera quase no limite (lembrando que a capacidade
máxima de geração é de 65 MW, valor este consideravelmente próximo
ao carregamento máximo para 2012) para carga máxima prevista para
2012. Isso implica que em 2013 investimentos devem ser feitos nesse
sistema para continuação de atendimento de qualidade e a preços mais
reduzidos.
As análises para o cenário de expansão de 2013 a 2017 estão
apresentados na seção 5.2, a seguir.
5.2 Análises do sistema interligado de Santiago par a cenário de expansão
2013 a 2017
Depois de analisar o sistema de Santiago previsto para 2012 e
constatar que esse sistema estará operando na sua capacidade máxima
quando atingir a máxima carga prevista nesse ano, novas análises foram
realizadas, mas desta vez para avaliar o crescimento desse sistema num
horizonte de cinco anos, de 2013 a 2017. Essa nova análise prevê um
crescimento anual da demanda na cidade da Praia de 15% e no interior da ilha
de 7%. Os crescimentos anuais previsto para esses anos se encontram no
anexo F.
As análises da estabilidade de tensão de regime permanente para o
cenário de crescimento no horizonte de cinco anos foram divididas em duas
67
etapas. A primeira considera a possibilidade de alocação das futuras gerações
em qualquer barra do sistema. A segunda etapa, por sua vez, considera a
barra (1) (central de Palmarejo), como a única barra a receber futuras gerações
desde que o sistema funcione dentro de esperado. Isso se justifica pelo fato de
a Electra ter definido esse barramento como o principal barramento para a
instalação das futuras unidades geradoras de energia.
5.2.1 Análises considerando as futuras unidades ger adoras em qualquer
barra do sistema.
O sistema integrado de Santiago conforme visto na seção 5 não
conseguirá atender a demanda de carga prevista para 2013. Por conta disso,
investimentos deverão ser realizados no início desse ano. As próximas análises
consideraram a interligação da barra 16, Santa Cruz, com a barra 20, São
Miguel (ver figura 17). Para atender a demanda de 2013 de aproximadamente
58,34 MW uma unidade geradora com capacidade de 8,5 MW foi solicitada
também na barra (1). Os resultados estão mostrados abaixo nas figuras 20, 21.
Figura 20 - Potência da barra (1) em função da demanda prevista para 2013.
68
Figura 21 - Nível da tensão no barramento (21) em função do carregamento – 2013.
Como se observa nas figuras 20 e 21, com a interligação da barra (16)
a barra (20) e a inclusão de uma unidade geradora adicional de 8,5 MW, o
sistema integrado de Santiago atende perfeitamente as demandas previstas
para 2013. Esta análise foi realizada a condição considerada com sendo a mais
crítica do sistema (ou seja, a condição em que a o parque eólico esteja
operando com 25% da sua capacidade nominal e o parque solar não esteja
produzindo energia elétrica).
Para atender com a demanda prevista para o ano de 2014 (sendo esta
de aproximadamente 67 MW) será necessário a instalação de um Banco de um
(1) Mvar na barra (21), de modo a manter a tensão de tal barra num valor
aceitável de operação. Será também preciso a instalação de uma unidade
geradora adicional na barra (1) com capacidade de aproximadamente 11 MW.
Considerando que esse novo gerador consegue gerar 7.5 Mvar, será
necessário mais um banco de capacitores com capacidade de 5.5 Mvar na
barra (1). Os resultados dessa análise estão apresentados nas figuras 22 e 23.
69
Figura 22 - potência na barra (1) em função da demanda prevista para 2014.
Figura 23 - Nível de tensão na barra (21) em função do carregamento – 2014.
A seguir será analisada a situação do sistema para a demanda máxima
prevista para o ano 2015 (76 MW) através das figuras 24, 25 e 26.
Figura 24 - Potência na barra (1) em função da demanda prevista para 2015.
70
Será necessário a instalação de uma geração adicional na barra (1) de
aproximadamente 5 MW. Além desse investimento, outro a ser realizado será a
instalação de uma unidade geradora com capacidade de 10 MW na barra (9).
Essa nova geração deverá ser capaz de gerar até 7 Mvar de potência reativa.
O nível de tensão na barra (21) se mantém dentro da faixa considerada
aceitável.
Figura 25 - Nível de tensão na barra (21) em função do carregamento -2015
Para o ano de 2016 (Pmáx = 87 MW) uma unidade geradora de 5 MW
deverá ser instalado no barramento (21). Deverá também ser instalado bancos
de capacitores de 8 Mvar na barra (9) e 4 Mvar na barra (1).
Figura 26 - Potência na barra (1) em função do carregamento previsto para 2016
71
Uma unidade geradora adicional na barra (1) de 10 MW deverá ser
instalada para atender as demandas previstas para 2016.
Para o ano de 2017 (Pmáx = 99 MW), uma linha de transmissão de 20
kV interligando a barra (1) a barra (2) deverá ser construída. Com isso a
demanda prevista para esse ano será atendido sem necessidade de novos
investimentos.
5.2.2 Análises considerando alocação das futuras ge rações na barra (1).
Essa análise é realizada considerando as restrições impostas pela
Electra S.A. A empresa pretende transformar a central de Palmarejo numa
central única de Santiago, ou seja, todas as futuras gerações estariam
alocadas nesse barramento.
As análises para o ano de 2013 e 2014 se mantêm as mesmas da
seção 5.2.1. Para o ano de 2015 não mais será instalado um gerado de 10 MW
na barra (9), mas sim uma linha de transmissão interligando a barra (1) a barra
(2). Uma unidade geradora adicional de 7,5 MW deverá ser instalada na barra
(1), conforme pode ser observado nas figuras 27 e 28.
Figura 27 - Potência na barra (1) em função do carregamento previsto para 2015.2
72
Figura 28 - Nível de tensão na barra (21) em função do carregamento -2015.2
No ano 2016 será necessário ampliar linhas de transmissão e geração
na barra (1). Três linhas de transmissão deverão ser instaladas. Uma
interligando a barra (1) a barra (2) e a duas linhas paralelas interligando a barra
(2) a barra (9). Uma unidade geradora adicional de 13 MW deverá ser instalada
na barra (1) capaz de gerar também 9 Mvar. As figuras (29) e (30) apresentam
esses resultados.
Figura 29 - Potência na barra (1) em função do carregamento previsto para 2016.2
73
Figura 30 - Nível de tensão na barra (21) em função do carregamento -2016.2
Finalmente para atender a demanda prevista para 2017, uma linha
interligando a barra (1) a barra (2) será necessário. Uma geração de 5 MW na
barra (21) também deverá ser instalado. Assim como uma instalação adicional
com capacidade 10 MW e 7 Mvar e um banco de capacitor de 4 Mvar na barra
(1).
5.3 Análises dos Resultados
Após analisar o sistema integrado de Santiago, em termos de
estabilidade de tensão, prevista para 2012, chegou-se a conclusão que esse
sistema, da forma como foi estruturado e dimensionado, atende perfeitamente
a demanda máxima prevista para esse ano.
5.3.1 Resultados das análises considerando as futur as unidades
geradoras em qualquer barra do sistema.
As análises da segunda etapa avaliam o cenário de expansão de cinco
anos, de 2013 a 2017, e os resultados dos investimentos para cada ano estão
apresentados a seguir:
74
• 2013: interligação da BARRA (16) com a BARRA (20); unidade geradora
adicional de 8,5 MW na BARRA (1).
• 2014: unidade geradora adicional de 11 MW na BARRA (1); banco de
capacitor de 5,5 Mvar na BARRA (1); banco de capacitor de (1) Mvar na
BARRA (21).
• 2015: unidades geradoras adicionais de 5 MW na BARRA (1) e de 10
MW na BARRA (9).
• 2016: unidade geradora de 5 MW na BARRA (21); banco de capacitores
de 8 Mvar na BARRA (9) e 4 Mvar na BARRA (1); unidade geradora
adicional de 10 MW na BARRA (1).
• 2017: uma (1) linha de transmissão interligando as BARRAS (1) e (2).
A figura 31 mostra o sistema acima descrito.
Figura 31 – Diagrama unifilar do SEP de Santiago cenário (2013 – 2017)
75
5.3.2 Resultados das análises considerando as futur as unidades geradoras preferencialmente na barra (1) do sistema .
Os resultados para esta etapa (com futuras unidades geradoras
instaladas exclusivamente na barra (1)) estão apresentados abaixo (para os
anos 2013 e 2014 os resultados são mesmos da seção 5.3.1):
• 2015: uma (1) linha de transmissão interligando as BARRAS (1) e (2);
unidade geradora adicional de 7,5 MW na BARRA (1).
• 2016: unidade geradora de 13 MW na barra (1); uma (1) linha de
transmissão interligando a barra (1) a barra (2); duas (2) linhas de
transmissão paralelas interligando a barra (2) a barra (9).
• 2017: uma (1) linha de transmissão interligando a barra (1) a barra (2).
Figura 32: Diagrama unifilar do SEP de Santiago (2013 – 2017)
76
6 Conclusão
Ao longo dos cincos capítulos precedentes foram abordados diversos tópicos descrevendo através de conceitos teóricos e análises de estabilidade de tensão de regime permanente o sistema elétrico de potência interligado de Santiago prevista para 2012 e para o cenário de expansão no horizonte de cinco anos, de 2013 a 2017.
O sistema elétrico integrado de Santiago proposto para 2012 foi avaliado, de acordo com as análises de tensão de regime permanente, como um sistema capaz de fornecer energia elétrica com qualidade à população dessa ilha.
As futuras unidades geradoras desse sistema que serão instalados na barra (1) e na barra (21) (barras sugeridas após as análises), nos anos de 2013 a 2017, são preferencialmente unidades que utilizam fontes de energia renovável. Sugere-se que a unidade a ser instalada na barra (21) de 5 MW seja uma unidade de geração que usa como combustível o óleo da purgueira. Para a barra (1) futuras unidades geradoras sugeridas são os parques solares, parques eólicos e geradores que utilizam como combustível o óleo diesel provenientes da purgueira. Na barra (1) por ser a barra onde quase 95% das gerações do sistema estão concentrados, sugere-se que parte das futuras unidades geradoras seja unidades térmicos a diesel.
Contribuição do trabalho
De uma forma geral, o trabalho contribui com conteúdos importantes sobre o SEP de Santiago, principalmente o sistema elétrico integrado de Santiago, fornecendo informações desse sistema em termos de estabilidade de tensão de regime permanente para 2012 e para o cenário de expansão no horizonte de tempo de cinco anos, de 2013 a 2017. É um incentivo a continuidade do estudo de expansão do sistema elétrico, principalmente o de Cabo Verde. É mais uma alternativa como solução de projeto de expansão do SEP de Santiago.
Sugestões para trabalhos futuros
É importante a continuidade da investigação e avaliação do sistema elétrico integrado de Santiago aqui apresentado sob ponto de vista de expansão, pois só com planejamento a qualidade de fornecimento da energia elétrica pode ser garantida a um custo mínimo possível.
Recomendo que esse estudo expansão do SEP de Santiago se estenda para outros critérios de avaliação de um SEP como estabilidade dinâmica do sistema, análise econômica de expansão, expansão das linhas de transmissão, entre outros.
77
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