O que é inércia?

No dia a dia, inércia significa simplesmente uma tendência a permanecer inalterado. Quando as pessoas falam sobre serem dominadas por uma sensação de inércia, geralmente querem dizer que estão presas na rotina ou apenas seguindo o fluxo. Na física, inércia é a resistência à mudança de velocidade. Sabe quando uma roda de hamster continua girando mesmo depois que o hamster para de correr? Isso é inércia.

Mas como isso se aplica à energia? Muitos geradores tradicionais (usinas a carvão, gás e nucleares) utilizam partes giratórias — como turbinas e geradores — para produzir eletricidade. Essas partes giram em uma frequência para acompanhar e sustentar a frequência do sistema elétrico (50 Hz). Quando um gerador perde potência, essas partes móveis tendem a continuar girando na mesma frequência. (Um gerador gira para produzir energia. Se está perdendo potência, provavelmente também vai girar menos.) A energia cinética armazenada nessas partes giratórias é chamada de “inércia”.

A inércia ajuda o National Grid ESO a manter a frequência da rede em torno de 50 Hz. Quando há uma variação de frequência, a taxa de variação de frequência (RoCoF) aumenta. (Taxa de variação de frequência refere-se à velocidade da mudança de frequência — medida em Hz/segundo. Essencialmente, indica o quão robusta a rede está em determinado momento.) A inércia ajuda a desacelerar o RoCoF.

Quando um gerador perde potência, geralmente há uma janela de quatro ou cinco segundos durante a qual essas partes giratórias produzem inércia. No entanto, esses poucos segundos permitem que os sistemas mecânicos da rede detectem o desequilíbrio (via aumento do RoCoF) e instruam os geradores a acelerar ou desacelerar. Nas palavras do próprio ESO, “a inércia se comporta um pouco como os amortecedores da suspensão do seu carro”.

Diminuição da inércia

À medida que nos afastamos das fontes tradicionais de geração (como as mencionadas acima) e avançamos em direção às renováveis, a inércia do sistema diminui. Isso ocorre porque as fontes renováveis — especialmente eólica e solar — não produzem inércia*. A Figura 1 (abaixo) mostra como a inércia média do sistema diminuiu de 2008 a 2019.

* Você pode estar se perguntando por que turbinas eólicas não produzem inércia. É porque a energia gerada pelas turbinas eólicas precisa passar por um inversor antes de ser entregue ao sistema. Para contribuir com inércia, deve haver um acoplamento eletromagnético direto entre a usina e o sistema elétrico. Isso permite que as variações sejam traduzidas em torque mecânico.

Como mostra o gráfico acima, há momentos em que a inércia tende a ser maior ou menor. Quando a demanda total do sistema é baixa, como durante o mínimo de verão, a geração renovável (sem inércia) consegue atender a uma grande parte dessa demanda. Portanto, a baixa inércia ocorre em períodos de baixa demanda e alta produção renovável.

Quando a demanda total do sistema é alta, como durante o pico do inverno, é necessária mais geração. A geração renovável (sem inércia) não consegue suprir uma parcela tão grande da demanda, então outros tipos de usinas — como plantas tradicionais que produzem inércia — precisam ser acionados. Assim, a alta inércia ocorre em períodos de alta demanda e baixa produção renovável.

A Figura 2 (abaixo) mostra a correlação entre demanda e inércia. Ela também reforça a queda geral da inércia desde 2009.

Como isso afeta a frequência da rede?

Com o aumento da participação de renováveis intermitentes e a diminuição da inércia, a volatilidade da frequência aumentou. Graças a uma excelente análise de Grecia Monsalve, podemos ver que o número de eventos de baixa frequência (definidos como períodos em que a frequência do sistema cai mais de 0,3 Hz) e a duração desses eventos aumentaram significativamente de 2014 a 2020. A Figura 3 (abaixo) mostra os gráficos desse artigo.

Qual é a alternativa?

Menor inércia significa que o National Grid ESO precisa encontrar outras formas de desacelerar o RoCoF quando ocorrem desvios de frequência. Uma das maneiras de fazer isso é através dos seus serviços de resposta de frequência. O Dynamic Containment (DC) é um serviço rápido, acionado após uma falha. Quando a frequência sai dos limites operacionais (±0,2 Hz), o ESO aciona os participantes do DC — sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) — para agir, trazendo a frequência de volta para perto dos 50 Hz.

A necessidade de Dynamic Containment de baixa frequência (DCL) depende em grande parte da quantidade de inércia presente no sistema em determinado momento. Em períodos de baixa inércia, com maior chance de evento RoCoF, a demanda por DCL geralmente é maior. Podemos ver isso na Figura 4 (abaixo), retirada de nossa pesquisa recente sobre preços de DC.

No entanto, adquirir resposta de frequência tem um custo significativo para o ESO. (Claro, muitos argumentam que o custo vale a pena, já que mantém as luzes acesas e ainda ajuda a substituir usinas térmicas tradicionais.) A Figura 5 (abaixo) mostra o aumento dos custos de gestão do RoCoF. Embora esses valores possam englobar diferentes projetos, é razoável supor — com base nos números apresentados — que a maior parte desses custos vai para a contratação de serviços de resposta de frequência (se incluírem a Mandatory Frequency Response). O custo de gestão do RoCoF aumentou aproximadamente dez vezes nos cinco anos entre 2017 e 2021.

Como mais o ESO está substituindo a inércia?

Além dos serviços de resposta de frequência, o ESO também está buscando outros métodos limpos de fornecer inércia ao sistema. Por meio de seus projetos de estabilidade, está financiando a readequação de geradores a vapor e usinas a gás desativadas. Além disso, apoia a construção de novas unidades de compensação síncrona e turbinas verdes projetadas especialmente para esse fim. Para mais informações sobre esses projetos, acesse aqui e aqui.

No vídeo abaixo, você pode ver um timelapse do projeto de turbina verde da Statkraft no Keith Greener Grid Park, em Moray, Escócia.

Para saber mais sobre como o ESO mede a inércia do sistema, acesse aqui.

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