ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NUM CENÁRIO DE EVOLUÇÃO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS VARIÁVEIS
Humberto Matheus Carneiro de Sousa
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.
Orientador: Carmen Lúcia Tancredo Borges
Rio de Janeiro Dezembro de 2020
ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NUM CENÁRIO DE EVOLUÇÃO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS VARIÁVEIS
Humberto Matheus Carneiro de Sousa
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.
Examinado por:
Prof. Carmen Lúcia Tancredo Borges, D.Sc.
Prof. Amaro Olimpio Pereira Junior, D.Sc.
Prof. Djalma Mosqueira Falcão, Ph.D.
RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL DEZEMBRO DE 2020
Carneiro de Sousa, Humberto Matheus
Armazenamento de energia num cenário de evolução das energias renováveis variáveis/Humberto Matheus Carneiro de Sousa. Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2020.
XII, 69 p.: il.; 29, 7cm.
Orientador: Carmen Lúcia Tancredo Borges
Projeto de Graduação UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Elétrica, 2020.
Referências Bibliográ cas: p. 65 69.
1. Armazenamento de energia. 2. Flexibilidade no sistema elétrico. 3. Tecnologias de armazenamento. 4. Serviços do armazenamento de energia. I. Tancredo Borges, Carmen Lúcia. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.
Dedico à minha família, principalmente aos meus pais, que sempre me apoiaram e me ajudaram a chegar neste momento.
Agradecimentos
Primeiramente, gostaria de agradecer à minha mãe, Regilene, ao meu pai, Adelson, e à minha irmã, Isadora, pelo amor e suporte incondicional ao longo da minha vida e pelo enorme suporte em todos os momentos. Gostaria também de agradecer à minha avó, Suely, e à minha tia, Adilcea, também pelo imenso suporte dado na minha caminhada.
Aos meus amigos da UFRJ e aos amigos feitos na França, obrigado por tornarem essa caminhada mais leve, por todas as risadas e brincadeiras ao longo desses 6 anos. Vocês foram peças fundamentais para que eu possa ter chegado ao m pensando
Aos meus supervisores dos estágios feitos, Benoit e Timothée, pelo completo apoio no meu crescimento pro ssional e por todo desenvolvimento proporcionado durante meus estágios.
Aos meus professores da UFRJ e da CentraleSupélec, pelos conhecimentos passa-dos e pela incrível dedicação em nos tornarem excelentes pro ssionais. Em especial à minha orientadora, Carmen, pelo comprometimento e ajuda portada na realização deste trabalho.
Por m, aos funcionários da UFRJ, em especial à Katia e Luciana, por desem-penharem funções fundamentais na nossa vida universitária.
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NUM CENÁRIO DE EVOLUÇÃO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS VARIÁVEIS
Humberto Matheus Carneiro de Sousa
Dezembro/2020
Orientador: Carmen Lúcia Tancredo Borges Curso: Engenharia Elétrica
A constante evolução do sistema elétrico aumenta sempre a necessidade de incre-mentar as fontes de exibilidade do mesmo. O advento das energias renováveis abre espaço para fontes não tradicionais de exibilidade, como a integração pelo lado da demanda e o armazenamento de energia.
O objetivo desde trabalho é de ilustrar o armazenamento de energia como fonte de exibilidade do sistema elétrico, mostrando como ele pode ser empregado em diferentes escalas e desempenhar diversos serviços. Para isso, uma pesquisa biblio-grá ca foi feita, analisando artigos, monogra as, teses de mestrado e doutorado e livros.
Alguns dos serviços prestados pelo armazenamento são: incrementar a exibili-dade da rede, gerir as utuações na geração e na carga e ajudar na integração das energias renováveis e a prestação de serviços ancilares, como regulação de frequência. Embora o armazenamento de energia esteja em pleno crescimento, barreiras re-gulatórias e o alto custo das tecnologias ainda limitam seu desenvolvimento. O cenário atual é dominado em 96% pelas usinas hidrelétricas reversíveis e a AIE es-pera um crescimento de 25% na capacidade instalada até 2030, sendo as baterias as tecnologias que mais crescem.
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial ful llment of the requirements for the degree of Engineer.
ENERGY STORAGE IN A SCENARIO OF EVOLUTION OF VARIABLE RENEWABLE ENERGIES
Humberto Matheus Carneiro de Sousa
December/2020
Advisor: Carmen Lúcia Tancredo Borges Course: Electrical Engineering
The constant evolution of the electrical system always increases the need to the sources of exibility for the electrical system. The advent of renewable energies gives an opportunity for non-traditional sources of exibility, such as demand response and energy storage.
The aim of this work is to illustrate energy storage as a source of exibility on the electrical system, showing how it can be used in dierent scales and provide dierent services. For this, a bibliographic research was made, analyzing articles, monography, master's and doctoral theses and books.
Some of the services provided by the storage are: increasing the exibility network, managing variations in the generation and load and helping in the integration of renewable energies and ancillary services, such as frequency regulation.
Although energy storage is booming, regulatory barriers and the high cost of technologies still limit their development. The current scenario is dominated by 96% by reversible hydroelectric plants and the IEA expects a 25% growth in installed capacity until 2030, with batteries as technologies that grow the most.
Sumário
Lista de Figuras x
Lista de Tabelas xii
1 Introdução 1
1.1 Apresentação . . . 1
1.2 Objetivos . . . 2
1.3 Organização e descrição das etapas do trabalho . . . 3
2 Tecnologias de armazenamento de energia 4 2.1 Armazenamento de energia na forma mecânica . . . 5
2.1.1 Usina hidroelétrica reversível - UHR . . . 5
2.1.2 Volante de inércia . . . 7
2.1.3 Ar comprimido . . . 8
2.2 Armazenamento de energia na forma química . . . 10
2.2.1 Baterias . . . 10
2.3 Armazenamento de energia na forma elétrica . . . 17
2.3.1 Supercapacitores . . . 17
2.3.2 Armazenamento de energia magnética supercondutora . . . . 18
2.4 Armazenamento de energia na forma térmica . . . 19
2.5 Hidrogênio . . . 20
2.6 Comparação das diferentes tecnologias . . . 22
3 Fontes de exibilidade no sistema elétrico 24 3.1 Geração despachável . . . 24
3.1.1 Centrais hidrelétricas . . . 25
3.1.2 Geração térmica despachável . . . 25
3.2 Expansão e modernização da rede elétrica . . . 27
3.3 Integração pelo lado da demanda . . . 27
4 Serviços do armazenamento de energia para o sistema elétrico 29 4.1 Serviços de energia em massa . . . 31
4.1.1 Arbitragem de Energia . . . 31
4.1.2 Fornecimento de potência (Firm Capacity) . . . 33
4.2 Serviços ancilares . . . 35 4.2.1 Regulação de frequência . . . 35 4.2.2 Reservas operativas . . . 36 4.2.3 Regulação de tensão . . . 37 4.2.4 Black start . . . 38 4.2.5 Rastreamento de carga . . . 39
4.3 Serviços nas redes de transmissão e distribuição . . . 40
4.4 Serviços ao consumidor . . . 41
4.4.1 Qualidade da energia . . . 41
4.4.2 Con abilidade - Continuidade da alimentação . . . 42
4.5 Serviços ligados às energias renováveis variáveis . . . 42
4.5.1 Suavização da energia elétrica variável . . . 42
4.6 V2G - Vehicle to grid . . . 44
5 Perspectivas do setor de armazenamento de energia 46 5.1 Perspectivas de evolução dos sistemas de armazenamento . . . 46
5.1.1 Implementação atual das tecnologias de armazenamento . . . 46
5.1.2 Perspectivas de evolução da capacidade instalada . . . 48
5.1.3 Evolução dos custos . . . 48
5.2 Barreiras ao desenvolvimento dos sistemas de armazenamento . . . . 53
5.2.1 Barreiras regulatórias . . . 54
5.2.2 Barreiras econômicas . . . 54
5.2.3 Barreiras de modelagem de negócios . . . 55
5.2.4 Barreiras de crosscutting . . . 56 5.2.5 Barreiras tecnológicas . . . 56 5.2.6 Barreiras geopolíticas . . . 56 5.2.7 Barreiras ambientais . . . 57 5.2.8 Barreiras sociais . . . 57 5.3 Cenário do Brasil . . . 58
5.3.1 Perspectivas e barreiras do cenário brasileiro . . . 60
6 Conclusões 61
Lista de Figuras
1.1 Emissão de gases do efeito estufa (Fonte: Modi cado do World Res-source Institute [1]) . . . 2 2.1 Tipos de armazenamento de energia . . . 4 2.2 Esquema de uma usina hidroelétrica reversível (Fonte: International
Hydropower Association [5]) . . . 5 2.3 Capacidade instalada de usina hidroelétrica reversível no mundo
(Fonte: Base de dados IHA [5]) . . . 6 2.4 Esquema resumindo as combinações possíveis na tecnologia CAES [10] 9 2.5 Tipos de armazenamento por energia térmica TES . . . 20 2.6 Etapas principais do Power to Gas (Fonte: IRENA - Agência
Inter-nacional de Energia Renovável [16]) . . . 21 2.7 Comparação das tecnologias de armazenamento considerando a
po-tência instalada (MW) e o tempo de descarga [19] . . . 23 3.1 Comparação relativa entre os custos operativos e a exibilidade de
diferentes fontes de geração (Fonte: Extraído de The Pennsylvania State University, [22]) . . . 26 4.1 Serviços fornecidos pelos sistemas de armazenamento de energia
(Fonte: Adaptado da IEEE power and energy magazine, IEEE [25]) . 30 4.2 Exemplo ilustrativo de arbitragem de energia com base na demanda
de carga registrada e variação de preço para Queensland, Austrália [28] 32 4.3 Curva de carga com e sem sistema de armazenamento de eletricidade,
Massachussets, 2020 (Fonte : IRENA [4]) . . . 34 4.4 Equilíbrio entre geração de eletricidade e o consumo (Fonte :
Modi- cado de rte-france.com) . . . 36 4.5 Exemplo de restabelecimento da tensão (Fonte : Modi cado de
Rap-port d'études ADEME [26]) . . . 38 4.6 Exemplo ilustrativo de adiamento de reenforço nas redes de
transmis-são e distribuição com base na demanda de carga registrada e variação de preço para Queensland, Austrália [28] . . . 41
4.7 Exemplo ilustrativo de uma amelhoração na qualidade da onda de tensão (Fonte: Modi cado de Rapport d'études ADEME [26]) . . . . 42 4.8 Sistemas de armazenamento podem ajudar à melhorar a potência de
saída das energias renováveis variáveis (Fonte: Edison Institute [33]) . 44 4.9 Esquema do Vehicle to grid (Fonte: Modi cado de Dierent Scenarios
of Electric Mobility [37]) . . . 44 5.1 Capacidade instalada de estocagem por tecnologia (Fonte:
Modi -cado de IRENA, Electricity Storage and Renewables [11]) . . . 47 5.2 Capacidade instalada de estocagem por baterias (Fonte: Modi cado
de IRENA, Comission de Régulation de l'Énergie [38]) . . . 47 5.3 Propriedades das UHRs em 2016 e 2030(Fonte: International
Re-newable Energy Agency [11]) . . . 49 5.4 Propriedades do CAES em 2016 e 2030(Fonte: International
Renewa-ble Energy Agency [11]) . . . 49 5.5 Propriedades do volante de inércia em 2016 e 2030 (Fonte:
Interna-tional Renewable Energy Agency [11]) . . . 50 5.6 Custo de instalação estimado para as tecnologias de baterias, em 2016
e 2030 (Fonte: International Renewable Energy Agency [11]) . . . 51 5.7 Custo de instalação e ciclo de vida para as tecnologias de baterias,
em 2016 e 2030 (Fonte: International Renewable Energy Agency [11]) 52 5.8 Custo de instalação e rendimento para as tecnologias de baterias, em
2016 e 2030 (Fonte: International Renewable Energy Agency [11]) . . 52 5.9 Barreiras ao desenvolvimento dos sistemas de armazenamento (Fonte:
Modi cado de [39] e [40]) . . . 53 5.10 Exemplo de uma análise de ciclo de vida para um sistema de
arma-zenamento de baterias (Fonte: Modi cado de Barriers to the Deve-lopment of Energy Storage Systems [40]) . . . 58
Lista de Tabelas
2.1 Vantagens e desvantagens das baterias secundárias mais comerciali-zadas (Fonte: Dissertação de mestrado da Faculdade de Lisboa [10]) . 10 2.2 Comparação entre as categorias das baterias íon-lítio (Fonte:
Modi- cado de IRENA [11]) . . . 15 2.3 Principais serviços fornecidos pelos sistemas SMES (Fonte:
Modi -cado de [14]) . . . 19 2.4 Comparação diferentes tecnologias de armazenamento de energia [18] 22 4.1 Características da tecnologia de estocagem requerida para o serviço
de arbitragem de energia (Fonte: Modi cado de Rapport d'études ADEME [26]) . . . 33 4.2 Características da tecnologia de estocagem requerida para o serviço
de fornecimento de potência (Fonte: Modi cado de Rapport d'études ADEME [26]) . . . 33 4.3 Características da tecnologia de estocagem requerida para o serviço de
Regulação de tensão (Fonte: Modi cado de Rapport d'études ADEME [26]) . . . 38 4.4 Características da tecnologia de estocagem requerida para o serviço
de black-start (Fonte: Modi cado de Rapport d'études ADEME [26]) 39 4.5 Características da tecnologia de estocagem requerida para o serviço de
rastreamento de carga e regulação de frequência (Fonte: Modi cado de Frequency Regulation Basics and Trends [36]) . . . 40 4.6 Características da tecnologia de estocagem requerida para o serviço
de continuidade da alimentação (Fonte: Modi cado de Frequency Re-gulation Basics and Trends [36]) . . . 43 5.1 Usinas hidrelétricas reversíveis construídas no Brasil (Fonte:
Capítulo 1
Introdução
1.1 Apresentação
O aquecimento global é um dos principais problemas que temos que enfrentar atual-mente. Todos os setores da sociedade estão envolvidos nessa problemática e as suas consequências também afetarão as vidas de todos. Por isso, é essencial que o setor energético esteja engajado nesta problemática, fornecendo o conhecimento cientí co necessário para permitir a redução dos gases de efeito estufa.
O setor da energia possui uma grande responsabilidade na redução das emissões de gases do efeito estufa. A gura 1.1 mostra a emissão de gases do efeito estufa no mundo, os separando por setor, utilização nal, e o gás emitido. O mundo emitiu cerca de 49,4 GtCO2e(Giga tonelada de gás carbônico equivalente, englobando todos
os gases do efeito estufa) em 2016. Observa-se que uma parcela importante de 30,4% vem do setor da energia, representando o consumo de eletricidade e calor.
De acordo com o relatório do IPCC (Painel Intergovernamental sobre Mudan-ças Climáticas, do inglês Intergovernmental Panel on Climate Change) [2], se a emissão acumulada de gases do efeito estufa entre 2015 e 2100 não ultrapassar 790 Gt, o aumento da temperatura se manterá em 2 °C em 2100 em relação à era pré-industrial com uma probabilidade de 66%. Por isso, é necessária uma redução drás-tica nas emissões desses gases poluentes. Com isso, o setor energético é fundamental para apoiar uma transição energética visando o aumento das energias renováveis no mundo.
As energias renováveis já estão em pleno crescimento no mundo. Em 2019, foram instalados 190,9 GW de energias renováveis no mundo, sendo 8,3 GW no Brasil [3]. As energias solar e eólica não possuem uma produção estável o tempo todo, sendo então, fontes de energia renovável intermitentes ou variáveis (ERV). Apesar de serem essenciais para a transição energética de baixo carbono, diminuindo a quantidade de gases poluentes na atmosfera, a forte dependência dessas tecnologias de variáveis
Figura 1.1: Emissão de gases do efeito estufa (Fonte: Modi cado do World Ressource Institute [1])
meteorológicas como o sol e o vento, provoca uma incerteza na previsão da produção dessas fontes e di culta a sua integração no sistema elétrico.
No futuro, a parcela das energias renováveis no sistema elétrico será bem repre-sentativa, principalmente solar e eólica. Consequentemente, o sistema elétrico se adapta e terá que se adaptar cada vez mais para receber essas fontes de energia. Diversas tecnologias e mecanismos são capazes de aumentar a exibilidade do sis-tema elétrico e o armazenamento de energia é uma dessas maneiras de lidar com essa nova geração variável, ajudando a manter a con abilidade e segurança do sistema elétrico.
No sistema elétrico atual, a geração se adapta ao consumo de energia, o operador do sistema elétrico ativa ou desativa meios de produção em função da necessidade de consumo que ele antecipa através de fontes de exibilidades tradicionais como a geração despachável, por exemplo. Com o passar do tempo, num sistema com a gera-ção predominante vinda de fontes de energia renovável intermitente, essa adaptagera-ção da produção ao consumo se torna mais complexa e percebe-se a grande necessidade dos sistemas de armazenamento de energia na rede elétrica.
1.2 Objetivos
O principal objetivo desse trabalho de conclusão de curso é mostrar a necessidade dos meios de armazenamento de energia no sistema elétrico, ilustrando os serviços
fornecidos à rede elétrica e a sua importância, mostrando também como as tecnolo-gias de armazenamento poderão ajudar na integração das enertecnolo-gias renováveis.
A apresentação dos meios de armazenamento de energia, suas principais carac-terísticas e particularidades, e a comparação entre as diferentes tecnologias também faz parte do escopo deste projeto. Por m, será feita uma análise da presença dessas tecnologias no Brasil e no mundo e das suas perspectivas de evolução e limitações.
1.3 Organização e descrição das etapas do trabalho
Esse trabalho está dividido em seis capítulos. No capítulo 1 temos uma introdução do tema abordado e algumas justi cativas da sua importância. É apresentado que os sistemas de armazenamentos de energia serão fundamentais nos sistemas com geração predominante vinda das energias renováveis variáveis, como solar e eólica.
No capítulo 2 as tecnologias de armazenamento de energia são apresentadas, as-sim como a diferença entre elas, nalizando com uma comparação das mesmas. Os meios de estocagem de energia apresentados são o armazenamento de maneira mecâ-nica, elétrica, química, térmica e o setor hidrogênio. São apresentadas as principais tecnologias empregadas para cada forma de armazenamento.
No capítulo 3, apresentam-se brevemente as formas tradicionais de exibilidade do sistema elétrico.
No capítulo 4, o objetivo é mostrar os serviços fornecidos pelos sistemas de armazenamento de energia para a rede elétrica, apresentando o armazenamento de energia como outra fonte de exibilidade no sistema elétrico.
No capítulo 5, temos um panorama das tecnologias de estocagem no Brasil e no mundo, como também as suas perspectivas de evolução e as principais limitações das principais tecnologias.
Concluindo, no Capítulo 6 estão sintetizadas as principais ideias apresentadas e discutidas nas análises feitas.
Capítulo 2
Tecnologias de armazenamento de
energia
As tecnologias de armazenamento de energia podem ser divididas de acordo com a forma que a energia será armazenada. A gura 2.1 mostra que a energia pode ser armazenada de maneira mecânica (usina hidroelétrica reversível, volante de inércia e ar comprimido), química (baterias), elétrica (supercapacitores e supercondutores), térmica e através do setor de hidrogênio. As tecnologias apresentadas nas seções a seguir são as mais importantes utilizadas no mundo atualmente.
Figura 2.1: Tipos de armazenamento de energia
Dependendo da tecnologia especí ca de armazenamento de energia, algumas ca-racterísticas são essenciais para as diferenciar, e o desempenho do sistema de arma-zenamento pode ser de nida seguindo os seguintes parametros [4]:
Capacidade de estocagem: é a quantidade de energia que pode ser arma-zenada no sistema [kWh];
Taxa de carga e descarga: de ne a velocidade que o sistema pode se car-regar ou descarcar-regar;
Tempo de resposta: é o tempo necessário para que o sistema de armazena-mento comece a fornecer energia quando demandado [s,min];
Tempo de vida: Dependendo da tecnologia, é dado em número de ciclos, anos ou energia provida [kWh];
E ciência ou E ciência de ida e volta (Roundtrip e ciency): é a rela-ção entre a energia descarregada pelo sistema de armazenamento pela energia necessária para carregá-lo em cada ciclo;
Densidade de energia: em [kWh/kg], [kWh/m3], [Wh/l] e
Densidade de potência: em [kW/kg] e [kW/m3].
2.1 Armazenamento de energia na forma mecânica
2.1.1 Usina hidroelétrica reversível - UHR
A usina hidroelétrica reversível (UHR) armazena energia através da energia potencial de uma massa d'água. A água ui entre um reservatório superior e um reservatório inferior, através de um conduto forçado. O primeiro normalmente é construído e o inferior pode ser construído, como também um reservatório natural como um lago, rio ou mar. O princípio dessa tecnologia é de bombear a água do reservatório inferior nos períodos de baixa demanda de eletricidade e turbinar essa água nos períodos de maior demanda de eletricidade, gerando energia elétrica. A gura 2.2 ilustra a topologia deste tipo de usina hidroelétrica.
Figura 2.2: Esquema de uma usina hidroelétrica reversível (Fonte: International Hydropower Association [5])
A energia armazenada num sistema deste tipo é proporcional ao volume d'água armazenado no reservatório superior e à diferença de altura entre os dois reserva-tórios. As UHRs podem armazenar um nível importante de energia (> 1 GWh) e de potência (> 100 MW), podendo funcionar em ciclos semanais (dias de semana e nal de semana) ou diários (dia e noite) [6]. Esse sistema, já maduro e con ável, representa 94% do armazenamento de energia massiva no mundo com 160 GW de capacidade instalada [5]. O tempo de construção dessas barragens é da ordem de
vários anos com um tempo de vida de mais de 50 anos, isso faz com que a tecnologia tenha um custo competitivo em relação às outras tecnologias de armazenamento de energia. Com um rendimento de cerca de 80%, o custo de construção da usina hidroelétrica reversível pode variar de 1 a mais de 3 M¿/MW instalado [6].
O desenvolvimento dessa tecnologia está sendo prejudicado atualmente pela falta de marcos regulatórios e sinais do mercado para recompensar sua contribuição à rede elétrica. A gura 2.3 mostra a evolução na construção de UHR no mundo e percebe-se que a Europa, Japão, Estados Unidos e China possuem juntos mais de 85% da capacidade instalada mundial. Além disso, há uma evolução de apenas 1,5% por ano fora da China desde 2014 e, em 2019, apenas 304 MW foram instalados segundo a associação internacional de hidroeletricidade (do inglês: International hydropower association) [5].
Figura 2.3: Capacidade instalada de usina hidroelétrica reversível no mundo (Fonte: Base de dados IHA [5])
O governo da Índia realizou um evento que mostrou a importância da hidroelé-trica despachável no aumento da exibilidade do sistema elétrico. A população foi convocada a desligar as luzes elétricas no dia 5 de abril de 2020 às 21h por nove minutos. Este evento registrou uma redução total na demanda de toda a Índia em 26% em meia hora. A energia hidrelétrica foi a maior fonte de exibilidade, redu-zindo sua geração em 18 GW em 25 minutos. Outras fontes de exibilidade foram a geração a gás e carvão (7 GW em 30 minutos) com a geração eólica [7].
No Brasil, o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2027 identi cou que o país necessitará a partir de 2022 de mais oferta para complementação de potência. Essa oferta adicional soma cerca de 13 200 MW em 2027 e tecnologias de armazenamento e as termelétricas foram consideradas para essa nalidade. Uma aplicação futura de preços horários de energia, que espelhe os sinais corretos de
valorização nos horários de pico, pode conduzir a reduções dessas necessidades [8]. O plano aponta a necessidade de buscar tecnologias voltadas ao atendimento da demanda máxima e para prover a exibilidade necessária para o atendimento da variação instantânea da carga no curto prazo. A implantação de UHR é vista como uma das alternativas para esse atendimento [8].
Há ainda as usinas hidrelétricas reversíveis sazonais (UHRS), conceito desen-volvido pelo Dr. Julian Hunt, em seu doutorado na universidade de Oxford na Inglaterra. As UHRS armazenam energia em um ciclo de um ano, armazenando energia durante o período úmido e gerando durante o período seco.
2.1.2 Volante de inércia
O volante de inércia armazena energia cinética numa massa girante, um rotor. A energia elétrica pode ser usada para girar o volante de inércia através de um mo-tor elétrico e essa energia elétrica pode ser recuperada através da diminuição da velocidade do volante de inércia, fazendo ele funcionar como gerador. O desenvolvi-mento dos volantes de inércia para ns de armazenadesenvolvi-mento de energia data dos anos 19601970 e continuou com o avanço da tecnologia.
Hoje em dia, os volantes de inércia são foco de estudos de pesquisa e desenvol-vimento e se revelam como uma tecnologia promissora para resolver problemas de estabilidade nas redes de distribuição de eletricidade por conta da variação da po-tência de saída das fontes de energia renováveis intermitentes. Em 2011, um sistema de armazenamento de energia foi instalado pela empresa Beacon Power em Stephen-town, Nova-Iorque, Estados Unidos. Esse sistema é composto por 200 volantes de inércia que somam uma capacidade de armazenamento de 5 MWh e uma potência máxima de 20 MW e é utilizado para fornecer um serviço de regulação de frequência ao operador do sistema elétrico do estado de Nova-Iorque [9].
Um sistema de armazenamento por volante de inércia é baseado na energia ci-nética armazenada no sólido em rotação. A quantidade de energia que pode ser armazenada num sistema de volantes de inércia depende principalmente do mo-mento de inércia do rotor (seu peso) e a velocidade que ele gira. O momo-mento de inércia é função da massa e da forma do material do rotor, enquanto as propriedades do rotor como a resistência à tração determina a velocidade máxima que ele pode girar. A equação 2.1 apresenta a equação de energia armazenada em um volante de inércia.
E = 1 2J Ω
2 (2.1)
Sendo,
J o momento de inércia da massa girante [kg.m2] e
Ωé a velocidade angular do sólido [rad/s2].
Esses sistemas também são utilizados na propulsão de veículos, normalmente os ônibus de transporte. Outra aplicação é a recuperação da energia perdida pelos trens elétricos do transporte público. O sistema de volante de inércia é instalado nas estações que os trens param e a energia produzida pela frenagem regenerativa é armazenada pelo volante de inércia e poderá ser usada pelo trem quando ele acelerar. Além de recuperar uma energia que seria perdida, essa construção permite de reduzir os afundamentos de tensão nas linhas. Sistemas de demonstração foram instalados em Los Angeles, Nova-Iorque, Londres, Lyon e Paris [9].
Os progressos tecnológicos permitiram que a energia armazenada por rotor num sistema de volante de inércia seja da ordem de dezenas de kWh, e também o de-senvolvimento de volantes de inércia com capacidade de alcançar uma descarga à potência nominal por alguns minutos e em alguns, em dezenas de minutos. Esses no-vos produtos prestam serviços ao sistema de potência como regulação de frequência e uniformidade da produção renovável intermitente [6].
2.1.3 Ar comprimido
O armazenamento de energia em ar comprimido (CAES, do inglês: Compressed Air Energy Storage) funciona com o princípio de comprimir o ar, consumindo energia elétrica nos períodos de pouca demanda, e depois expandi-lo numa turbina para gerar eletricidade nos períodos de grande demanda de eletricidade (horário de pico) [6].
As variáveis de estado (volume, pressão e temperatura) têm grande in uência no processo de expansão e compressão do ar na tecnologia CAES. Essa variedade resulta em diferentes condições nais, portanto, existem várias combinações de sistemas CAES segundo as diferentes fases do sistema [10].
A fase de compressão serve para armazenar energia, no ar, através da realização de trabalho. Esse processo pode ser adiabático (sem trocas de calor com o ambiente) ou isotérmico (com trocas de calor com o ambiente, a uma temperatura constante). Após a compressão do ar, o armazenamento do ar comprimido é feito através do armazenamento da energia mecânica no ar que será liberada quando o ar for expan-dido. O ar comprimido é armazenado em cavernas subterrâneas à pressão constante (isobárico) ou a volume constante (isocórico), na maioria das vezes em cavernas de sal, com uma pressão típica entre 4 MPa e 8 MPa [10]. A gura 2.4 resume as combinações dos sistemas CAES.
A m de descarregar o sistema CAES quando a demanda de energia for alta, o ar armazenado normalmente aciona um gerador de turbina a gás. Ele é expandido
Figura 2.4: Esquema resumindo as combinações possíveis na tecnologia CAES [10] quando liberado e esfria, necessitando ser esquentado para melhorar a o rendimento da unidade geradora. Para esquentá-lo, o ar é misturado a um combustível, nor-malmente gás natural, em uma câmara de combustão a m de acionar o sistema da turbina. Os sistemas CAES clássicos envolvem combustíveis fósseis nas câmaras da turbina para fornecer calor durante a fase de expansão, com o inconveniente de emitir gás carbônico [11].
Atualmente, existem cerca de 430 MW de potência instalada dessa tecnologia no mundo [12], com duas unidades se destacando. A primeira e maior unidade se encontra em Huntorf, na Alemanha, entrou em serviço em 1978 e possui uma potência de 290 MW, podendo funcionar durante 3 horas. A segunda é a unidade de McIntosh, nos Estados Unidos, construída em 1991 para uma potência de 110 MW e um tempo de utilização de 26 horas [6].
Essa tecnologia é vista como uma alternativa às UHRs, pois pode fornecer uma potência de saída de mais de 100 MW, sendo então uma tecnologia de grande porte. O maior inconveniente é que a tecnologia CAES não é tecnologicamente madura, especialmente para tecnologias CAES avançadas, que ainda estão em fase de estudo. A aplicabilidade dessa tecnologia se assemelha muito com as UHRs, pois ambas tecnologias possuem uma grande capacidade de potência e energia (com uma duração de estocagem da ordem de horas a dias), baixo custo de energia e baixo custo de operação e manutenção [12].
2.2 Armazenamento de energia na forma química
2.2.1 Baterias
A história das baterias que utilizam uma reação eletroquímica para produzir ele-tricidade teria começado a 200 anos A.C., com a pilha de Bagdad [6]. As baterias recarregáveis ou secundárias são a maneira mais antiga de armazenamento de ener-gia, estocando eletricidade através de energia química.
Uma bateria consiste em várias células, cada uma com um eletrólito, um eletrodo negativo onde ocorre a reação de oxidação e de onde saem os elétrons (ânodo) e um eletrodo positivo para aonde vão os elétrons e onde ocorre a reação de redução (cátodo). Durante o carregamento das baterias, reações químicas ocorrem nos dois eletrodos gerando um uxo de elétrons através de um circuito externo. Essas reações são reversíveis, permitindo a bateria de ser carregada através da aplicação de uma tensão externa nos eletrodos [12].
Há duas categorias de baterias: as secundárias e de uxo. Nas baterias secun-dárias, o eletrólito é o meio onde há transferência de íons e nas pilhas de uxo, ele é o meio onde se armazena a energia. Nas duas categorias, materiais diferentes são usados, dando origem a diversas baterias diferentes [10]. A tabela 2.1 mostra as vantagens e desvantagens dos principais tipos comercializados atualmente.
Tabela 2.1: Vantagens e desvantagens das baterias secundárias mais comercializadas (Fonte: Dissertação de mestrado da Faculdade de Lisboa [10])
É importante saber que a bateria é somente uma parte de um sistema maior, o qual contém vários componentes primários, os sistemas de monitoramento e controle e um sistema de conversão de potência. O sistema de monitoramento e controle
gerencia o sistema de armazenamento, garantindo segurança em sua utilização e maximizando sua performance.
A segurança das baterias é um fator importante a ser considerado. Riscos como o vazamento das substâncias químicas das baterias, perigo em caso de superaque-cimento e manuseio de baterias com eletrólitos altamente in amáveis devem ser consideradas para que a segurança máxima seja sempre obtida, evitando possíveis incidentes. As baterias podem fornecer grandes serviços ao sistema elétrico, porém devem ser utilizadas com cautela.
Baterias de chumbo-ácido
É o sistema de estocagem mais antigo, criada em 1859 pelo francês Gaston Planté e é atualmente utilizada na indústria e nos equipamentos automobilísticos. Existem duas formas de baterias de chumbo-ácido (PbA) , as inundadas e as reguladas por válvula (VRLA). Em ambas, o eletrodo positivo é constituído de dióxido de chumbo (PbO2) e o eletrodo negativo de chumbo metálico esponjoso (Pb). Os dois eletrodos
são imersos numa solução de ácido sulfúrico (H2SO4) [13].
Com o circuito externo fechado e os terminais conectados eletricamente, a bateria entra na fase de descarga, ocorrendo duas semi-reações: a oxidação no chumbo no ânodo e a redução do dióxido de chumbo no cátodo. Essas reações nos eletrodos formam sulfato de chumbo (PbSO4) e diminuem a concentração de ácido sulfúrico,
fazendo a solução do eletrólito ser constituída praticamente de água. Quando a bateria é carregada através de uma fonte externa de potência, o sentido das reações invertem, fazendo os eletrodos voltarem aos seus estados iniciais e a solução do eletrólito voltar a ser concentrada em ácido sulfúrico [11].
Essas pilhas possuem uma energia por massa da ordem de 25-40Wh/kg e uma densidade por volume que varia de 70 à 100Wh/l. O seu maior ponto forte é seu baixo custo, que oscila entre 50¿/kWh e 200¿/kWh com um rendimento de 80% [6]. Outras vantagens dessa bateria é o curto tempo de resposta (ordem de ms), baixa taxa de autodescarga e alta e ciência [13].
No entanto, as maiores desvantagens das baterias de chumbo-ácido são o baixo ciclo de vida, elas realizam entre 50 e 1500 ciclos, e a sua baixa densidade energética. Isso faz com que as utilizações dessas baterias sejam limitadas às aplicações onde a necessidade de energia é fraca e o peso, e volume não são grandes. Ela é largamente utilizada nas alimentações de socorro de geradores [6].
De acordo com Grid Energy Storage Systems [13], há atualmente 100 MW de capacidade instalada no mundo de baterias chumbo-ácido. A maioria dos projetos são focados em melhorar a gestão da energia, a qualidade da energia e também alguns serviços auxiliares à rede elétrica como diminuição do pico de demanda, controle de frequência e tensão, e reserva de potência (armazenamento do excedente de energia
elétrica gerada). Baterias alcalinas
As principais baterias alcalinas são as níquel-cádmio (NiCd) e as de níquel-hidreto metálico (NiMH). O mercado de baterias alcalinas foi dedicado há muito tempo aos equipamentos eletroportáteis, iluminação de emergência e algumas aplicações de alimentação sem interrupção e depois em aplicações aeronáuticas especializadas [6].
Baterias NiCd
As baterias NiCd são as mais antigas, descobertas em 1899. Elas possuem como eletrodo positivo o hidróxido de níquel (III), NiO(OH) e como eletrodo negativo o metal cádmio (Cd). Durante a reação de descarga, o Cd é oxidado no ânodo, gerando hidróxido de cádmio, Cd(OH)2 e o NiO(OH) é reduzido no
cátodo, gerando hidróxido de níquel, Ni(OH)2. Durante o carregamento, as
reações são invertidas.
Esse sistema possui uma densidade de energia de 45 Wh/kg, levemente superior às baterias de PbA [6]. Elas possuem um melhor ciclo de vida comparando com as baterias de PbA, porém, a taxa de autodescarga, o rendimento por ciclo e o custo de capital são piores. O seu maior inconveniente é o uso de cádmio e níquel, dois metais altamente tóxicos [13]. A partir de 2006, uma diretiva europeia regulamentou o comércio de Cádmio nas baterias, o que impede o seu desenvolvimento em aplicações de grande porte [6].
É importante notar que quando as baterias Ni-Cd não são completamente descarregadas por várias vezes, elas terão sua carga seguinte incompleta e uma nova capacidade inferior à máxima será xada. É o chamado efeito memória e é necessário descarregar completamente a bateria antes de carregá-la para resolvê-lo.
Atualmente, poucas baterias deste tipo são empregadas nas aplicações de ar-mazenamento de energia. O livro Grid Energy Storage Systems [13] fala da maior bateria NiCd do mundo, ela possui uma potência de 27 MW e uma ener-gia de 7 MWh por 15 minutos. Ela ca no GVEA (do inglês: Golden Valley Electric Association) e foi instalada em 2003, no Alasca. O sistema oferece serviços como armazenamento do excedente de eletricidade, fornecimento de eletricidade e compensação para um sistema numa ilha remota.
Baterias NiMH
As baterias NiMH foram desenvolvidas em 1990 como uma alternativa não tóxica às baterias NiCd. O princípio é quase o mesmo, porém o eletrodo
negativo é constituído de uma liga complexa que incorpora normalmente os metais terras-raras da família do lantânio (La) e possuem a particularidade de absorverem uma grande quantidade de hidrogênio, modi cando de maneira estável e reversível o potencial do eletrodo [6].
Contrastando com as baterias NiCd, as NiMH possuem algumas vantagens como uma maior densidade energética, de cerca de 60 a 70 Wh/kg, o fato de serem bem compactas (300 Wh/l) e de poderem ser descartadas mais fa-cilmente. No entanto, possuem uma alta taxa de autodescarga (o dobro da NiCd) [13].
Essas baterias possuem um ciclo de vida de cerca de 1000 ciclos completos e são quase exclusivamente utilizadas nos veículos híbridos para suavização da potência nas fases de aceleração e frenagem. O deslocamento dos seus construtores para a tecnologia íons de lítio poderia terminar com o mercado dessas baterias. Por conta disso, pouco desenvolvimento é feito atualmente nessa categoria de bateria [6].
Baterias de sódio
As baterias de sódio são comercializadas desde meados dos anos 90 e os modelos mais importantes são a bateria de sódio-enxofre (NaS) e as baterias ZEBRA (Zero Emission Battery Research Activities), também chamadas de sódio-cloreto de ní-quel (NaNiCl). Essas baterias são baterias de sal fundido, pois utilizam este como eletrólito.
Baterias NaS
Uma bateria NaS consiste em sódio (Na) fundido no eletrodo negativo e enxofre (S) fundido no eletrodo positivo separados por um eletrólito sólido de beta-alumina [12]. Essa bateria depende do transporte dos íons de sódio através da membrana para armazenar e liberar energia. O sódio e o enxofre são baratos, o que reduz o custo dessas baterias.
Esta bateria possui uma grande densidade de energia, um rendimento elevado de carga/descarga (89-92%) e um longo ciclo de vida. As temperaturas de funcionamento variam entre 300 e 350 ◦C (para manter o Na, S e polissulfetos
gerados num estado fundido [12]) e a característica altamente corrosiva dos polissulfetos de sódio fazem com que o sistema seja apropriado para aplicações estacionárias de estocagem de energia de tamanho acima de 1MW-7MWh [6]. O maior inconveniente dessas baterias é a manutenção das altas temperaturas de funcionamento que é feita através de um processo que usa a própria energia armazenada pelas baterias, reduzindo seu desempenho parcialmente. Nos dias
atuais, existem vários grupos de baterias NaS pelo mundo, especialmente no Japão, Estados Unidos, Itália, Alemanha e França. A potência total instalada no mundo é superior a 180 MW e o maior projeto dessa bateria ca no Japão e se chama Buzen Solar, totalizando 50 MW e 300 MWh de energia durante 6 horas [12].
Baterias ZEBRA
As baterias ZEBRA utilizam cloreto de níquel (NiCl) no lugar do enxofre no eletrodo positivo quando comparado com a bateria NaS, o que faz com que ela seja mais segura, pois não libera polissulfetos tóxicos em caso de combus-tão. Sua energia por massa é de 100 Wh/kg, o que as torna aptas para o armazenamento embarcado, como os ônibus elétricos, porém, elas sofrem com a concorrência das baterias de íons de lítio para essa aplicação [6].
Ela possui uma densidade de energia e potência menor que as baterias NaS e funcionam com uma faixa de temperatura que varia entre 270 e 350 ◦C.
Atu-almente, há cerca de 30 MW dessas baterias instaladas no mundo e pesquisas atuais consideram essas baterias para serem utilizadas no armazenamento es-tacionário [12].
Baterias de íons de lítio
A bateria íon-lítio apareceu comercialmente em 1992, sendo relativamente jovem. Ela é responsável pela maioria dos esforços industriais e de pesquisa, pois seu po-tencial de melhoria é importante. Possui um rendimento energético muito bom de 90 a 95% e a gestão da profundidade da carga e descarga é bem exível, sem a necessidade de carga ou descarga completa [6].
Nessas baterias, o cátodo é feito de um metal do tipo litiado (LiCoO2, LiMO2,
LiNiO2, e outros) e o ânodo é feito de gra te (C) com uma estrutura em camadas.
O eletrólito é feito de sais de lítio como LiPF6 dissolvidos em carbonatos orgânicos.
No processo de carregamento da bateria, os átomos de lítio no cátodo se tornam íons e migram através do eletrólito para o ânodo, se combinando com os elétrons externos, e são depositados entre as camadas de carbono como átomos de lítio. Esse processo é revertido durante o descarregamento [12].
Essas baterias possuem um rendimento muito bom de 90 a 95% e não há necessi-dade de um carregamento e descarregamento completo num ciclo. Sua densinecessi-dade de energia por unidade de massa é 10 vezes superior às baterias de chumbo e chegam entre 200 e 300 Wh/kg. Ela chega a fazer de 3000 a 4000 ciclos completos graça a descoberta de materiais mais estáveis na fase de inserção de íons de lítio como o fosfato de ferro para os cátodos e os titanatos para os ânodos [6].
O custo de capital dessas baterias ainda são superiores às baterias de NiMH, porém, a expansão das capacidades de produção pelo mundo faz com que esses preços continuem abaixando e está em torno de 230 $/kWh no primeiro trimestre de 2018 [12]. Como resultado, essas baterias têm se tornado o mais importante meio de estocagem para aplicações tecnológicas como celulares, onde o peso e dimensão são parâmetros importantes a otimizar.
No entanto, a maior desvantagem das baterias de íon de lítio é que a profundi-dade do descarregamento acima de 45◦C pode afetar o tempo de vida dessas baterias
[12]. Do ponto de vista da segurança, ela apresenta riscos de escapamento térmico, principalmente quando sobrecarregada ou superaquecida. Um BMS (do inglês: Bat-tery Management System) complexo é integrado obrigatoriamente para manter o bom funcionamento de cada célula nos limites de tensão e temperaturas aceitáveis [6].
Algumas das categorias de baterias íons de lítio mais utilizadas nas aplicações de armazenamento estacionário são ilustradas na tabela 2.2. A combinação dos materias do ânodo e cátodo que dão origem as diferentes categorias. A tabela 2.2 também compara as principais características tecno-econômicas, as vantagens e desvantagens de cada categoria de baterias íon-lítio.
Tabela 2.2: Comparação entre as categorias das baterias íon-lítio (Fonte: Modi cado de IRENA [11])
elétrico pelo mundo. Essas aplicações são divididas em dois grupos, um grupo para projetos de curta duração onde servem principalmente ao controle de frequência, e os projetos de longa duração que visam dar suporte à integração das energias renováveis intermitentes na rede elétrica.
Um exemplo de projeto para o primeiro grupo é um projeto de 52 MW na Coréia do Sul , construído em 2015 e que serve para regulação de frequência em 60 Hz nas condições normais de funcionamento. Para o segundo grupo, temos o Notrees Battery Storage Project, no Texas, Estados Unidos. Esse projeto de 36 MW serve para fornecer serviços de regulação e ajudando nos problemas de intermitência de um parque eólico de 153 MW [12].
Baterias de uxo
As baterias de uxo ou redox ow em inglês, constituem uma família de armazena-mento eletroquímico onde a energia é estocada parcialmente ou totalmente em reser-vatórios químicos exteriores à bateria. A reação eletroquímica de carga/descarga é efetuada pela circulação destes produtos químicos na solução, a superfície dos eletro-dos. Essas baterias são utilizadas hoje em aplicações com baixos níveis de potência [6].
Nestes sistemas, existe uma separação entre energia e potência. A energia ar-mazenada depende diretamente do tamanho dos reservatórios externos, e a potência depende do dimensionamento da célula eletroquímica. Na prática, o reator eletroquí-mico que determina a potência concentra a maior parte dos custos dessa categoria. Os sistemas são concebidos para descargas de 4 a 6 horas [6].
As baterias de uxo também dão origem a diferentes categorias devido à possibi-lidade de se empregar várias duplas eletroquímicas de óxido-redução. As principais tecnologias são [6]:
Baterias redox de vanádio
As baterias redox de vanádio (VRFB, do inglês: vanadium redox ow battery) é a tecnologia de referência, com o melhor tempo de vida anunciado. Ela é a única bateria de uxo que já foi usada em aplicações de larga escala pelo mundo (Estados Unidos, Japão, Europa e Austrália) [11].
Ela é limitada pelo custo importante das membranas e do eletrólito. O ele-trólito pode representar até 40% dos custos da bateria. Diferentemente dos sistemas com íons de lítio, o eletrólito pode eventualmente ser poluído, mas não sofre degradação química. A reciclagem do eletrólito pode ser uma pista potencial para a redução dos custos.
A bateria redox de zinco-bromo (ZBFB, do inglês: zinc bromine ow bat-tery) representa uma tecnologia mais recente, onde o zinco é gerado em forma metálica quando a bateria é carregada, o que garante uma melhor densidade energética. Existem sistemas sem membranas e contendo só um reservatório (Primus Power), o que diminui os custos. No entanto, a e cacidade energética é mais fraca e é necessário efetuar uma descarga completa a cada 410 ciclos para tirar os detritos de zinco gerados.
2.3 Armazenamento de energia na forma elétrica
2.3.1 Supercapacitores
Um supercapacitor permite de armazenar energia de forma estática, através da acu-mulação de cargas na dupla camada de eletrodos quando se aplica um potencial entre elas. Não há transformação química ou estrutural nos eletrodos, como acon-tece nas pilhas eletroquímicas. Eles armazenam energia elétrica na dupla camada formada entre cada eletrodo e os íons do eletrólito, havendo, portanto, um processo eletrostático, não químico como nas baterias [6].
Esses elementos são constituídos de dois coletores de corrente, geralmente em alumínio, de dois eletrodos idênticos geralmente não polarizados e constituídos de carbono ativo de grande superfície especí ca (maior que 2000 m2/g) impregnados
num eletrólito orgânico ou aquoso. Um separador isola eletricamente os dois eletro-dos.
Os supercapacitores possuem um tempo de vida elevado, de 50 000 a 1 milhão de ciclos. Possuem uma boa densidade de potência (2 a 6 kW/kg), porém, uma densidade de energia baixa (de 2 a 5 Wh/kg). Por essas razões, esses aparelhos são utilizados em aplicações que exigem uma boa quantidade de potência em períodos bem curtos de tempo. Através de uma montagem em série ou em paralelo de várias células, obtêm-se módulos de algumas dezenas à centenas de volts e algumas dezenas, ou mesmo centena de farads [6].
A fórmula para calcular a capacitância de um supercapacitor é a mesma dos capacitores convencionais e dada pela equação 2.2:
C = A
d (2.2)
Onde,
C é a capacitância do supercapacitor [F];
é a permissividade do dielétrico presente entre as placas [F/m]; A é a área das placas [m2] e
Os supercapacitores de dupla camada, com uma área maior, possuem uma ca-pacitância maior que os capacitores convencionais. A energia de um supercapacitor é proporcional ao quadrado da diferença de tensão entre os eletrodos e é dada pela equação 2.3:
E = 1 2CV
2 (2.3)
Onde,
E é a energia armazenada no supercapacitor [J]; C é a capacitância do supercapacitor [F] e V é a diferença de tensão entre as placas [V].
Essa tecnologia é aplicada atualmente nos automóveis híbridos leves e no trans-porte urbano pesado como os ônibus híbridos a tração, na recuperação da energia na frenagem, estocagem na estação e em bondes. Por exemplo, um sistema de su-percapacitores instalados numa estação pode estocar a energia gerada na frenagem e a entregar quando um bonde acelera. Dezenas de linhas de bondes são equipados no mundo desse dispositivo, com uma potência que varia entre 300 kW e 500 kW [6].
Os desenvolvimentos atuais nessa tecnologia têm como objetivo melhorar a den-sidade energética, ultrapassando os 10 Wh/kg e chegando a 20 Wh/kg idealmente. Para isso, os trabalhos visam a utilização de nanotubos de grafeno, a m de aumen-tar a capacidade. No entanto, as aplicações que necessitam uma grande quantidade de energia continuarão fora do alcance dessa tecnologia [6].
2.3.2 Armazenamento de energia magnética supercondutora
Os sistemas de armazenamento de energia magnética supercondutora (SMES, do inglês: Superconducting Magnetic Energy Storage) armazenam energia no campo magnético criado pelo uxo de corrente contínua em uma bobina supercondutora resfriada criogenicamente a uma temperatura abaixo da sua temperatura crítica supercondutora.
Um sistema SMES é composto de 3 componentes principais: uma bobina super-condutora, um sistema de refrigeração criogênico, e um sistema de condicionamento de energia, usado para o controle da corrente elétrica que pode ser injetada ou ab-sorvida. Quando a bobina supercondutora é carregada, a corrente não decai e a energia magnética é armazenada inde nidamente [9].
Para a integração desses sistemas na rede elétrica, é necessário um sistema de condicionamento de energia, pois a energia injetada ou absorvida pela rede elétrica é na forma de corrente alternada (CA), enquanto o SMES armazena corrente contínua
(CC). Logo, o sistema de condicionamento de energia deve converter a CA para CC através de um reti cador, a m de poder armazenar essa energia no SMES, e também converter de CC para CA através de um inversor para poder recuperar essa energia. A bobina supercondutora não tem perdas e o sistema reti cador/inversor possui cerca de 5% de perdas, deixando o sistema com um rendimento de 95%, sendo altamente e cientes [9].
De maneira geral, os sistemas SMES possuem capacidade operacional para cur-tos tempos de resposta (segundos) e potência na ordem de MW. São tecnologias disponíveis comercialmente, e o Japão e os Estados Unidos possuem uma boa expe-riência de campo nessa área. No entanto, o número de sistemas SMES no mundo continua baixo e não cresce muito, principalmente devido ao alto custo de investi-mento inicial, o que os coloca em competição com outras tecnologias mais baratas. A tabela 2.3 resume as principais aplicações dos sistemas SMES [14]. Eles podem operar como fonte de alimentação ininterrupta (UPS, do inglês uninterruptible power supply), como FACTS e como fonte de energia de propulsão.
Tabela 2.3: Principais serviços fornecidos pelos sistemas SMES (Fonte: Modi cado de [14])
2.4 Armazenamento de energia na forma térmica
O armazenamento de energia térmica (TES, do inglês Thermal Energy Storage) representa uma variedade de tecnologias capazes de armazenar calor de diferentes formas. O TES é dividido em três liais que se diferenciam pela forma que armaze-nam calor [6].
Armazenamento por calor sensível, através da mudança da temperatura de um material sólido ou líquido (água, óleo, sais fundidos). O calor sensível de um material é a energia necessária para aquecer um material de uma tem-peratura baixa a uma temtem-peratura mais alta, sem que haja mudança de fase entre essas duas temperaturas. Pode ser considerado também como sendo a energia que pode ser extraída do material ao esfriá-lo de uma temperatura alta a uma temperatura mais baixa [15]. Esse tipo é o mais utilizado na categoria térmica.
Armazenamento por calor latente, através da mudança de fase de um sólido. A energia é estocada usando a mudança de fase do meio utilizado, que pode ser materiais orgânicos como a para na como também materiais inorgânicos como os hidratos de sais. Atualmente, os materiais mais utiliza-dos se baseiam na mudança de fase sólido-líquido, como os sais fundiutiliza-dos. O armazenamento por calor latente pode ser menor, mais e ciente e um custo menor quando comparado ao armazenamento por calor sensível, porém, é uma tecnologia em fase de testes industriais.
O armazenamento termoquímico, através de uma reação química endotér-mica reversível. Essa tecnologia está em fase de pesquisa e desenvolvimento. A gura 2.5 resume as categorias de estocagem por energia térmica em laranja e as suas variantes em verde.
Figura 2.5: Tipos de armazenamento por energia térmica TES
É importante ressaltar que o armazenamento térmico acoplado a um sistema de geração elétrica pode fornecer serviços ao sistema elétrico. Dois termos comumente utilizados quando se fala em TES são o Power to heat para designar a conversão de eletricidade em calor e o Heat to power para a conversão de calor em eletricidade. O Heat to power designam as usinas solares termodinâmicas e o sistema de estocagem por sais fundidos [6].
2.5 Hidrogênio
Com uma alta densidade energética (3 vezes maior que a gasolina e 2,5 vezes maior que a do gás natural), o hidrogênio é um substituto potencial aos hidrocarbonetos e um vetor energético discutido cada vez mais nos dias de hoje. Ele pode ser armaze-nado na forma de gás, líquido ou sólido e sua combustão só emite água e calor. Ele é ainda bem visado para a indústria de mobilidade elétrica com o advento da pilha de combustível [6].
A água é a forma natural mais abundante onde encontramos o hidrogênio. O escopo desse trabalho será de mostrar como o hidrogênio será importante para au-mentar as fontes de exibilidades no sistema elétrico. Sua produção através da eletrólise da água por meio dos excedentes de eletricidade de origem renovável é chamado de Power to Gas e é o que focaremos em seguida.
Power to Gas - Produção de hidrogênio via eletrólise da água
A produção de hidrogênio por eletrólise da água consume eletricidade e é visto como uma saída para utilizar os excedentes da produção de energia renovável variável, servindo como uma ferramenta de gestão do sistema elétrico. A conversão da eletri-cidade em gás simpli caria o processo de armazenamento do hidrogênio e também o seu transporte, mas o hidrogênio pode ser armazenado de diferente formas.
A gura 2.6 da agência internacional de energia renovável (IRENA) ilustra bem o processo do Power to gas. A eletricidade, que pode vir das energias renováveis ou da própria rede elétrica (em amarelo) produz hidrogênio (linha azul) através da eletrólise da água. O hidrogênio poderá ser misturado ou passar pelo processo de metanização para ser destinado às redes de gás (em vermelho), ou também destinado a diferentes setores (ilustrados em cinza) como os edifícios, a indústria, o transporte e o próprio setor elétrico.
Figura 2.6: Etapas principais do Power to Gas (Fonte: IRENA - Agência Interna-cional de Energia Renovável [16])
O hidrogênio é o meio mais adaptado para uma estocagem de longa duração, com uma constante de tempo que varia de horas até alguns meses e uma capacidade que varia da ordem dos kWh ao GWh. Sendo então a única tecnologia adaptável a
estocagem sazonal.
A agência alemã de energia (DENA) estimou diferentes cenários de evolução do mix energético onde as energias renováveis seriam a maior fonte de energia. Esse estudo concluiu que a produção massiva de energias renováveis (eólica e solar) leva ao uso do Power to Gas. Esse recurso se torna necessário quando a parte da produção vinda das energias renováveis alcança a ordem de 40 e 50% no mix energético, o que deverá ser o caso na Alemanha somente em 2030 [17].
2.6 Comparação das diferentes tecnologias
As diferentes tecnologias apresentadas correspondem às mais empregadas atual-mente, o que não exclui o fato de existirem outras variantes não explicitadas. A tabela 2.4 compara as diferentes tecnologias com respeito à capacidade disponível (energia disponível), sua faixa de potência, o tempo de reação, a e ciência e o tempo de vida de cada tecnologia.
Esses valores serão essenciais para compreender onde cada tecnologia poderá atuar. Por exemplo, podemos ver na tabela que os supercapacitores possuem uma alta densidade de potência, no entanto, uma densidade de energia muito fraca, o que torna impossível sua aplicação em problemas onde se precisa restituir uma energia por um tempo de nido.
Tabela 2.4: Comparação diferentes tecnologias de armazenamento de energia [18] A Figura 2.7 mostra a comparação das diferentes tecnologias de armazenamento
com a relação de potência instalada e a energia que poderá ser disponibilizada (tempo de descarga). É importante saber que essa gura apresenta simpli cações das tecnologias, mostrando uma aproximação genérica e conceitual, as tecnologias podem ter faixas de valores mais amplas que as sugeridas. As UHRs são um exem-plo disso, existem aquelas com um tempo de descarga de 3 a 4 hora como as que possuem tempo de descarga sazonal de até milhares de horas [19].
As UHRs e os CAES são tipicamente usadas para fornecer potência, visto que são tecnologias que podem descarregar por muitas horas. De um outro lado, os volantes de inércia possuem um tempo de descarga bem inferior, o que os situa para aplicações onde se deve suprir energia de forma ininterrupta ou melhoria da qualidade de potência. A descrição detalhada dos serviços que os sistemas de armazenamento fornecem é dado no capítulo 4.
Figura 2.7: Comparação das tecnologias de armazenamento considerando a potência instalada (MW) e o tempo de descarga [19]
Capítulo 3
Fontes de exibilidade no sistema
elétrico
Flexibilidade é um conceito amplo e fundamental que abrange análises com diferentes discretizações temporais, desde escalas menores dos segundos até escalas mensais. Pode-se entender a exibilidade como sendo a possibilidade de variação da geração de energia, de forma controlável, a m de atender variações nos requisitos do sistema [20].
Com o avanço das energias renováveis variáveis no sistema elétrico, é fundamental que ele tenha uma capacidade de resposta su ciente às variações dos requisitos. A exibilidade pode fornecida a partir de tecnologias como as centrais elétricas despacháveis, melhorias na rede elétrica, resposta da demanda e estocagem [21]. Neste capítulo, trataremos das 3 primeiras fontes, deixando o armazenamento de energia como foco do capítulo 4.
3.1 Geração despachável
Para avaliar o potencial de exibilidade de uma fonte de energia elétrica, é impor-tante saber alguns parâmetros dessas fontes que as validam ou não como fonte de exibilidade ao sistema elétrico. As principais características a serem analisadas são listadas abaixo [22]:
Taxa de tomada de carga (ramping rate): essa variável in uencia na velocidade na qual uma geração pode aumentar ou diminuir sua potência de saída [MW/h];
Tempo de tomada de carga (ramping time): quantidade de tempo entre o gerador ser ligado e o momento que ele começa a prover energia no seu limite de operação mínimo [h];
Capacidade: potência máxima de saída da planta [MW];
Limite de operação mínimo: quantidade mínima de potência que a central pode gerar uma vez que foi ativada [MW];
Tempo de execução mínimo: a menor quantidade de tempo que a planta deve operar uma vez que foi ativada [h];
Custo em vazio: custo de deixar a planta ligada, girando, pronta para au-mentar a potência a qualquer momento [Unidade monetária/MWh] e
Custo de ligar e desligar: custos envolvidos para ligar e desligar a central elétrica [Unidade monetária/MWh].
3.1.1 Centrais hidrelétricas
As usinas hidrelétricas possuem duas características essenciais que as tornam muito exíveis. Primeiramente, essas instalações possuem um tempo de tomada de carga pequeno, ou seja, conseguem alcançar a potência de operação rapidamente, man-tendo uma alta e ciência. Em segundo lugar, elas podem armazenar energia po-tencial para geração futura variando o nível do reservatório de água. Além disso, elas ajudam na integração das ERV, pois quando o nível de produção das ERV está alto, elas podem substituir as hidroelétricas, permitindo que a água seja armaze-nada e utilizada para geração de energia elétrica quando o nível de geração das ERV diminuir [23].
No sistema elétrico brasileiro atual, as hidrelétricas são a principal fonte de e-xibilidade em escala mensal, por meio dos reservatórios de regularização. Esses reservatórios permitem o armazenamento da água para utilização em períodos de maior necessidade. A taxa de variabilidade da vazão do a uente e o tamanho dos re-servatórios são dois requisitos fundamentais para determinar o nível de exibilidade desse recurso [20].
Para o caso de exibilidade em escala intradiária, as hidroelétricas são também a principal fonte de exibilidade no SIN. Nesse caso, as usinas hidroelétricas a o d'água, que não possuem grandes reservatórios, controlam a geração em menores es-calas de tempo e contribuem para a exibilidade do sistema, modulando sua geração para acompanhar a curva de carga líquida [20].
3.1.2 Geração térmica despachável
A geração térmica despachável se divide em fontes renováveis e não renováveis de energia. As fontes renováveis são o biogás e a biomassa sólida e as fontes não
reno-váveis são o gás, o carvão e o nuclear. Atualmente, a geração térmica é responsável pela maior parte da geração de energia nos sistemas elétricos [21].
Essa geração é uma fonte de exibilidade do sistema elétrico e fornece essa exi-bilidade participando nos mercados de energia, oferecendo uma geração despachável. A capacidade de resposta dessas fontes a eventos inesperados dependerá principal-mente do seu tempo de tomada de carga, da sua capacidade, e do tempo necessário para a entrada da planta em operação [21].
As usinas de pico, incluindo diesel e turbinas de combustão a gás, têm um tempo de tomada de carga pequeno e podem ser rapidamente ligadas, no entanto, elas possuem custos de operação alto e e ciência menor. Usinas intermediárias como ciclo-combinado gás, melhoram a e ciencia das centrais de pico, perdendo um pouco de exibilidade no processo. As usinas de geração de base incluem nuclear, carvão e algumas centrais a ciclo combinado, elas possuem um tempo de tomada de carga elevado e demoram a serem ativadas não sendo exíveis [23].
A gura 3.1 ilustra a exibilidade das tecnologias de geração de energia e os seus respectivos custos de operação. As tecnologias mais exíveis são aquelas que apresentam o menor tempo de tomada de carga e o menor tempo de execução. Pode-se ver que as hidroelétricas são as mais exíveis, bem requisitadas para atender à carga de pico. Já o nuclear e o carvão, menos exíveis, costumam servir como geração de base [22].
Figura 3.1: Comparação relativa entre os custos operativos e a exibilidade de diferentes fontes de geração (Fonte: Extraído de The Pennsylvania State University, [22])
As usinas termelétricas também são utilizadas como fonte de exibilidade no SIN. As convencionais são importantes provedoras de exibilidade em escala mensal e as termelétricas a biomassa, como a bagaço de cana-de-açúcar, possuem a exibilidade sazonal relacionada à disponibilidade deste recurso. No caso das usinas térmicas,
o nível de exibilidade está relacionado com aspectos nanceiros, diferentemente das usinas hidrelétricas, onde a exibilidade sazonal está mais relacionada com os aspectos físicos, ambientais e geográ cos [20].
3.2 Expansão e modernização da rede elétrica
As energias renováveis variáveis possuem duas características desa adoras para os sistemas de transmissão de energia elétrica: a sua variabilidade intrínseca da geração e o fato dos melhores recursos estarem disponíveis em locais distantes dos centros de carga, e consequentemente, distantes dos sistemas de transmissão [21].
A rede elétrica é composta pelo sistema de transmissão (alta voltagem) e de distribuição (média voltagem) que possuem alguns equipamentos como as linhas e os transformadores. Esses equipamentos são responsáveis pela conexão da geração de energia elétrica às respectivas cargas.
A expansão da infraestrutura da rede elétrica e respectiva conexão de plantas de geração renovável geogra camente dispersas faz com que as variações da produção sejam suavizadas. Dependendo das condições climáticas de cada região interligada à rede, a redução da disponibilidade de uma fonte numa região pode ser compensada pelo aumento da sua disponibilidade em outra localidade. Assim, a expansão da rede contribui para a diminuição da variabilidade da geração renovável [21].
Outra característica importante das interconexões está ligada à tolerância às falhas. A interconexão agirá como um elemento de redundância, aumentando a se-gurança e a disponibilidade do suprimento de energia elétrica. Constata-se que a expansão da infraestrutura de rede para a interconexão entre alguns subsistemas permite uma melhor gestão dos recursos e uma diminuição dos riscos. As interco-nexões ainda permitem e associar os recursos naturais em áreas de baixa densidade de carga e geogra camente afastadas [24].
3.3 Integração pelo lado da demanda
A integração pelo lado da demanda é outro fator que contribui para a exibilidade do sistema elétrico. Esses mecanismos permitem o gerenciamento da carga, através da sinalização dos preços ou pela interrupção no fornecimento de energia de certos consumidores, com acordos previamente estabelecidos. Essa fonte de exibilidade deve ser considerada com as outras alternativas a m de achar a solução otimizada. O Federal Energy Regulatory Commission(FERC) divide os serviços da integra-ção pelo lado da demanda em duas categorias: resposta da demanda e gerenciamento da demanda.
O primeiro mecanismo corresponde às modi cações no consumo em resposta às mudanças no preço da eletricidade ou a incentivos dados para induzir um baixo consumo em períodos onde a rede está sobrecarregada [23]. A resposta da demanda resulta numa suavização de picos de consumo em horários críticos, por um deslo-camento de parte da demanda para outros horários, incentivada pela sinalização tarifária ou pela melhor percepção de custos pelo consumidor [24].
O gerenciamento da demanda pode consistir na mudança do comportamento do consumidor em resposta ao pagamento de incentivo a m de induzir um consumo mais baixo em períodos de pico de demanda, onde o preço é elevado, ou em situações onde a con abilidade do sistema está ameaçada, como também pode representar a intervenção por parte do operador do sistema em algumas cargas quando a rede está sobrecarregada, processo chamado de ERAC (Esquema regional de alívio de carga) [24].
Então, na resposta de demanda, os consumidores utilizam a eletricidade com sinais de preços re etindo os custos marginais da oferta, o que torna a demanda mais sensível às oscilações das condições da mesma. O segundo caso é representado por um controle mais direto por parte do operador do sistema, que poderá sinalizar, instruir e até mesmo interferir no consumo, tendo ou não um contrato com os con-sumidores. Por m, a aplicação das medidas de integração pelo lado da demanda só é possível através da disponibilização de elementos de redes inteligentes (Smart grid) [24].
Capítulo 4
Serviços do armazenamento de
energia para o sistema elétrico
No capítulo precedente, viu-se que as diferentes tecnologias de armazenamento de energia apresentam características bem variáveis, como o tempo necessário à ati-vação do sistema, a capacidade de energia e potência e também seu rendimento. Essa diferença faz com que esses sistemas sejam utilizados em aplicações diferentes, fazendo com que elas sejam às vezes complementares e às vezes em concorrência.
O horizonte temporal (ativação e energia fornecida) é um critério determinante para saber qual tecnologia utilizar para um determinado serviço. Com isso, podemos classi cá-las em tecnologias ditas `de potência' para se referir às tecnologias que solicitam o sistema rapidamente, com constantes de tempo curtas e as tecnologias ditas `de energia' com uma ativação mais lenta e duração mais longa [6].
Devido a essa grande variedade de tecnologias disponíveis, a quantidade de servi-ços a serem realizados por essas tecnologias também é grande. O foco desse trabalho é falar dos serviços ligados à rede elétrica e pode-se dividir esses serviços em 5 gran-des categorias: Serviços de energia em massa, serviços ancilares, serviços ligados à infraestrutura de transmissão, serviços ligados à infraestrutura de distribuição e os serviços ligados ao gerenciamento energético do consumidor. A gura 4.1 ilustra essas 5 categorias com seus respectivos benefícios [25].
Apesar de não estar no escopo deste trabalho, existe também a possibilidade do armazenamento operar no nível local, em conjunto com a geração distribuida. Essas aplicações são de nidas como behind-the-meter e possuem diversos objetivos, como fonte de backup e arbitragem para os consumidores nais. A substituição dos motores a diesel pelas baterias para atender a carga de ponta é uma outra forma dessas aplicações.
A faixa de serviços das tecnologias de armazenamento de energia pode englobar uma natureza elétrica ou térmica. É importante saber os diferentes operadores potenciais que lidarão diretamente com o armazenamento de energia, dependendo
Figura 4.1: Serviços fornecidos pelos sistemas de armazenamento de energia (Fonte: Adaptado da IEEE power and energy magazine, IEEE [25])
das necessidades. Cada serviço visa a resolver um problema do sistema elétrico ou térmico [26].
Os operadores potenciais para o armazenamento de energia elétrica são:
Produtores convencionais: produtores de energia de fontes clássicas como petróleo, carvão, nuclear, gás.
Produtores renováveis variáveis: produtores de energia de fontes de ener-gia renovável variável como solar e eólica.
Operador da rede de transporte: operador de transporte de eletricidade, ONS no Brasil.
Operador da rede de distribuição: operador de distribuição de eletrici-dade.
Consumidor de energia: consumidor nal de energia elétrica, individual, terciário ou industrial.
Armazenador independente: operador de um meio de armazenamento de eletricidade independente dos produtores e consumidores de eletricidade (ele não visa ser nem produtor, nem consumidor).
