Flygning i turbulens – resultat av simuleringersimuleringer

Como foi referido, os sistemas fotovoltaicos são sistemas que convertem a energia da radiação solar em energia elétrica. Em todos os sistemas fotovoltaicos encontram-se um ou mais módulos fotovoltaicos, que por sua vez são compostos por várias células fotovoltaicas.

Tal como se pode observar na Figura 3.4, a energia produzida por um sistema fotovoltaico pode ser injetada na rede elétrica de serviço público (RESP), neste caso o sistema fotovoltaico é designado de sistema interligado. Caso o sistema fotovoltaico não esteja ligado à RESP é designado por sistema isolado.

Figura 3.4 – Tipologia dos sistemas fotovoltaicos.

Sistemas Fotovoltaicos Isolados da Rede Elétrica de Serviço Público (RESP) 3.2.1.

Como já foi referido, num sistema fotovoltaico isolado não há ligação à RESP. Os sistemas isolados podem ser utilizados para fornecer eletricidade a uma grande variedade de dispositivos, tais como calculadoras, iluminação pública, telefones SOS em estradas, sinalização rodoviária, bombagem de água, satélites e até habitações ou mesmo pequenas povoações. Este tipo de sistemas é utilizado quando não é necessária a ligação à rede, ou quando esta é inviável ou impossível.

Os sistemas isolados podem ter um sistema de armazenamento de energia, utilizando um banco de baterias. Podem ainda ter outras fontes de energia, tais como geradores eólicos [79] ou geradores acoplados a motores diesel [80], neste caso designam-se de sistemas híbridos.

Na Figura 3.5 encontra-se uma ilustração com um possível sistema fotovoltaico isolado, neste sistema a energia elétrica produzida pelos módulos fotovoltaicos pode ser consumida pelas habitações, ou armazenada num banco de baterias. Caso num determinado momento, o consumo de energia elétrica seja superior ao produzido pelos módulos e ao que se encontra armazenado nas baterias, utiliza-se um gerador acoplado a um motor diesel para suprir essas

Sistemas fotovoltaicos Sistemas isolados da RESP Com armazenamento de energia Sem armazenamento de energia Híbridos Sistemas ligados à RESP Ligados diretamente à RESP Ligados à RESP através da instalação doméstica

necessidades. O regulador de carga que controla a corrente fornecida ou retirada às baterias. O inversor gera a tensão sinusoidal que é fornecida às habitações, quer esta seja proveniente das baterias ou dos módulos fotovoltaicos. Por fim poderá existir um transformador entre o inversor e as habitações.

Figura 3.5 – Sistema fotovoltaico isolado hibrido para forneciemento de eletricidade a uma povoação com geradores eólicos, armazenamento de energia em baterias e gerador a diesel.

As baterias utilizadas nestes sistemas são normalmente de ácido-chumbo de ciclo profundo, referidas no capítulo anterior. A utilização deste tipo de baterias prende-se com o menor custo destas baterias, um esquema de carregamento mais simplificado, e ao contrário da sua utilização em VE, o seu volume e peso não constituírem um problema [82]. São também utilizadas as baterias de níquel-cádmio, pois estas possuem características ainda mais indicadas do que as de ácido-chumbo, porém o custo mais elevado reduz a sua utilização num maior número de aplicações [83].

Sistemas Fotovoltaicos com Ligação à Rede Elétrica de Serviço Público 3.2.2.

No caso dos sistemas interligados, a ligação pode ser efetuada diretamente entre o inversor e a RESP, ou então o inversor é ligado à instalação doméstica, que por sua vez liga à RESP. Ao contrário dos sistemas isolados, os sistemas com ligação à rede elétrica não possuem armazenamento de energia e consequentemente não necessitam de reguladores de carga, mas

Gerador Acoplado a Motor Diesel

Módulos

Fotovoltaicos _{Geradores Eólicos}

Banco de Baterias Povoação Conversor CC-CC com MPPT Conversor CC-CC com MPPT Carregador de Baterias Bidirecional Transformador Inversor

o seguidor do ponto de máxima potência (Maximum Power Point Tracker – MPPT) continua a ser necessário.

Como exemplos de sistemas com ligação à RESP temos as grandes centrais fotovoltaicas e os dois regimes de produção descentralizada de eletricidade, a miniprodução e a microprodução. Estes regimes de produção são explicados mais adiante.

Grandes Centrais Fotovoltaicas

Um exemplo de grande central é a Central Solar Fotovoltaica da Amareleja (Figura 3.6), situada na freguesia da Amareleja do concelho de Moura. A empresa proprietária da central, a Acciona, afirma que a central produz energia suficiente para trinta mil casas por ano. À data da sua construção em 2008, era a maior central fotovoltaica do Mundo [84].

Figura 3.6 – Vista aérea da Central Solar Fotovoltaica da Amareleja [84] (fonte: Acciona).

Na Figura 3.7 encontra-se um esquema do funcionamento dessa central. A energia produzida pelos módulos fotovoltaicos é encaminhada para um inversor, que por sua vez está ligado a um transformador que eleva a tensão de 220 V para 20 kV. A ligação à RESP é efetuada através da subestação da central que eleva a tensão de 20 kV para 60 kV.

Modulo

Inversor e Transformador 220 V / 20 kV

Centro de Controlo

Seguidor Subestação da Central

20 kV / 60 kV

Rede

De seguida são apresentadas algumas características técnicas dos seguidores solares, dos módulos fotovoltaicos e dos inversores utilizados nesta central fotovoltaica.

Características técnicas dos seguidores solares:

 2 520 seguidores Acciona buskil K18;

 Capacidade instalada de 18 720 Wp;ii

 Ângulo de inclinação fixo de 45º;

 Variação de azimute ± 135º Este-Oeste;

 Resiste a ventos até 140 km/h. Características técnicas dos módulos fotovoltaicos:

 262 080 módulos dos modelos YL-170 e YL 180;

 104 módulos por seguidor;

 48 células de silício monocristalino por módulo. Características técnicas dos inversores:

 70 inversores de 500 kW Ingecon Sun 4 x 125TL;

 Cada inversor recebe energia de 36 seguidores. Microprodução Fotovoltaica

Em Portugal o Decreto de Lei 118-A/2010 de 25 de Outubro define microprodução como a produção descentralizada de eletricidade em baixa tensão por particulares e empresas, que sejam titulares de contrato de compra e venda de eletricidade de baixa tensão com um comercializador. A unidade de microprodução deve estar localizada no local servido perla instalação elétrica de utilização e a potência injetada na RESP não pode ser superior a 50% da potência contratada, com um limite de 3,68 kW no regime bonificado ou 5,75 kW no regime geral [85].

Ainda no Decreto de Lei 118-A/2010 são definidos dois regimes remuneratórios para a microprodução. O regime geral aplica-se a todos os produtores que não têm acesso ao regime bonificado, e a tarifa de venda de energia é igual ao preço de compra. O regime bonificado

ii _{O Watt-pico (Wp) é uma medida de potência, normalmente utilizada em sistemas fotovoltaicos, e apenas}

refere que o valor de potência indicado foi obtido através de um teste em laboratório com uma intensidade de luz de 1 000 W/m, com um espetro similar à luz solar que atinge a superfície da Terra no Verão na latitude de 35 °N e com as células fotovoltaicas a 25 °C.

aplica-se a todos os locais que possuam contador elétrico de baixa tensão, e que em conjunto com o sistema de produção de energia exista um outro para aquecimento de águas sanitárias com pelo menos 2 m2 _{de área de coletor. No caso de contratos de energia em nome de}

condomínios, para que possam aceder ao regime bonificado, têm de efetuar uma auditoria energética às partes comuns e implementar as medidas de retorno económico inferior a 2 anos, a potência no caso de condomínios com mais de 6 frações é limitada a 11,04 kW.

Para os microprodutores inscritos no regime bonificado, é definida uma tarifa única de referência aplicável à energia produzida no ano da instalação e nos 5 anos civis seguintes. Após este período, e durante mais 10 anos, a tarifa única corresponde ao valor aplicável a 1 de Janeiro desse ano às novas instalações. No fim destes 10 anos o produtor passa a regime geral.

Na Figura 3.8 encontra-se um exemplo de uma unidade de microprodução fotovoltaica de 3,6 kWp, com 20 módulos fotovoltaicos de 180 Wp montados em 2 seguidores solares, situada em Viana do Castelo [86].

Figura 3.8 – Unidade de microprodução com os módulos fotovoltaicos montados na estrutura do seguidor solar [87] (fonte: DST Renováveis).

Na Figura 3.9 encontra-se um exemplo de um sistema de microprodução fotovoltaica. Os módulos fotovoltaicos podem ser fixos e montados no solo ou no telhado, ou podem ser montados num seguidor solar. É necessária a utilização de um inversor, contador de produção, contador de consumo e de sistemas de proteção. O MPPT encontra-se implementado no inversor, neste caso a corrente de referência que é utilizada pelo controlador do inversor é dada pelo algoritmo de MPPT.

Figura 3.9 – Elementos necessários à instalação de uma unidade fotovoltaica de microprodução ou miniprodução [88] (fonte: Efacec).

Miniprodução Fotovoltaica

A miniprodução de eletricidade é definida pelo Decreto de Lei nº 34/2011 de 8 de Março como sendo a “atividade de pequena escala de produção descentralizada de eletricidade, recorrendo, para tal, a recursos renováveis e entregando, contra remuneração, eletricidade à rede pública, na condição que exista consumo efetivo de eletricidade no local da instalação”.

Este Decreto de Lei define que para se ser considerado miniprodutor é necessário ter um contrato com um fornecedor de energia, não injetar na RESP mais do que 50% da potência contratada com um limite de 250 kW, consumir nesse local uma quantidade de energia igual ou superior a 50% da eletricidade que pretende produzir, efetuar uma auditoria energética, registar- se no Sistema de Registo de Miniprodução e obter o certificado de exploração.

Na Figura 3.10 encontra-se uma fotografia de uma unidade de miniprodução de 250 kW (302,8 kWp), instalada no telhado da fábrica Mundo Têxtil, localizada em Vizela.

Os componentes utilizados para uma unidade de microprodução, e referidos na Figura 3.9, também se aplicam às unidades de miniprodução.

3.3. Módulo Fotovoltaico

O módulo fotovoltaico é o dispositivo elétrico onde a energia da radiação solar é convertida em eletricidade. É composto por várias células fotovoltaicas, sendo estas ligadas de forma a obter a corrente e tensão desejadas. Para tal associam-se células em série quando se pretende aumentar a tensão, e associam-se em paralelo quando é pretendido aumentar a corrente. Tal como as células, os módulos podem ser ligados em série ou em paralelo de forma a aumentar a corrente ou a tensão produzidas.

Célula Fotovoltaica 3.3.1.

O efeito fotovoltaico descoberto em 1839 por Becquerel ocorre quando os fotões ao serem absorvidos, pelo material semicondutor que compõe a célula, forçam os átomos a perderem os eletrões de valência (Figura 3.11). Esta célula é composta por uma junção P-N como num díodo, e tal como neste a corrente só consegue fluir num sentido. Desta forma, os eletrões são forçados a percorrer o circuito elétrico antes de se poderem recombinar com os átomos, isto faz com que a corrente gerada por uma célula fotovoltaica seja contínua [90].

Figura 3.11 – Efeito fotovoltaico.

Na Figura 3.12 encontram-se os materiais mais utilizados hoje em dia para o fabrico de células fotovoltaicas, que são o silício monocristalino, o silício policristalino e a célula fotovoltaica de filme fino feita de silício amorfo. Existem ainda células fotovoltaicas de filme fino que utilizam outros materiais como o disseleneto de cobre, índio e gálio (CIGS), o seleneto de cobre e índio (CIS) e o telureto de cádmio, mas estes materiais são pouco utilizados [91].

Tipo n Tipo p + - I - + RL Difusão e-

Figura 3.12 – Diferentes materiais de construção das células fotovoltaicas.

As células de silício monocristalino (Figura 3.13 (a)) são construídas utilizando apenas uma waffer de cristal de silício que depois é dopada. Normalmente este tipo de células é o mais eficiente, mas também é a que exige mais recursos para a sua construção.

As células de silício policristalino (Figura 3.13 (b)) são construídas utilizando uma waffer de silício que contém vários cristais e que depois é dopada. Este tipo de células é menos eficiente do que uma célula monocristalina, mas o seu custo de produção é mais baixo.

As células de silício amorfo (Figura 3.13 (c)), também conhecidas por células de filme fino, são construídas depositando finas camadas de silício diretamente num substrato, tal como vidro ou aço inoxidável. Estas células possuem uma baixa eficiência mas são as que têm um custo de produção mais baixo.

Figura 3.13 – Diferentes tipos de células fotovoltaicas; (a) Célula de silicio monocriristalino; (b) Célula de silicio policristalino; (c) Célula de silicio amorfo [92] (fonte: PVSolarChina.com).

O comportamento básico de uma célula fotovoltaica é dado pela equação (3.1) [94].

𝐼 = 𝐼𝐿− 𝐼𝑂(𝑒 𝑞(𝑉+𝐼𝑅𝑠) 𝐾𝑇 − 1) −𝑉 + 𝐼𝑅𝑠 𝑅𝑠ℎ (3.1) Células Fotovoltaicas Silício Cristalino Silício

Monocristalino Policristalino Silício

Filme Fino CIGS (Disseleneto de cobre, índio e gálio) CIS (Seleneto de cobre e índio) CdTe (Telureto de Cádmio) A‐Si:H (Silício Amorfo Hidrogenado) (a) (b) (c)

Onde:

I é a corrente de saída da célula [A];

IL é a corrente gerada pelo efeito fotovoltaico [A];

IO é a corrente de saturação do díodo [A];

q é a carga de um eletrão (1,6x10-19 _C);

K é a constante de Boltzman [J/K];

T é a temperatura da célula [K];

Rs e Rsh são os valores das resistências série e shunt, respetivamente [Ω];

V é a tensão de saída da célula [V].

Na Figura 3.14 encontra-se o circuito equivalente de uma célula fotovoltaica dado pela equação (3.1)

Figura 3.14 – Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica [93] (adaptado de: National Instruments).

Curva Característica I-V de um Módulo Fotovoltaico 3.3.2.

O comportamento de uma célula fotovoltaica pode ser alterado consoante as condições de radiação solar, a temperatura da célula, e o circuito elétrico ao qual é ligado o módulo fotovoltaico. A relação entre a radiação solar e a produção de eletricidade é óbvia, quantos mais fotões atingirem o módulo fotovoltaico, mais energia é produzida. Com a temperatura acontece exatamente o contrário, à medida que esta aumenta a potência produzida diminui. Na Figura 3.15 encontra-se um gráfico que mostra as variações da curva característica I-V de um módulo consoante as variações de temperatura. E na Figura 3.16 encontra-se um gráfico que mostra as variações da curva característica I-V de um módulo consoante as variações da radiação solar. Rsh Rs IL I V + - IO

C o rr e n te [ A ] 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Tensão [V] Irradiância: A.M. 1,5; 1000 W/m2 Curva I-V a diferentes temperaturas

20 ºC 25 ºC 30 ºC 35 ºC 40 ºC 45 ºC

Figura 3.15 – Efeitos da variação da temperatura nas caracteristicas I-V do módulo fotovoltaico PV MONO 240 W da

Mprime [95] (adaptado de: Martifer).

C o rr en te [ A ] 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura da Célula : 25ºC Tensão [V]

Curva I-V a diferentes níveis de irradiância

700 W/m2

800 W/m2

900 W/m2

1000 W/m2

1100 W/m2

Figura 3.16 – Efeitos da variação da irradiância nas caracteristicas I-V do módulo fotovoltaico PV MONO 240 W da

Mprime [95] (adaptado de: Martifer).

Na Figura 3.17 encontra-se o gráfico da curva corrente-tensão (I-V ) de um módulo solar e a respetiva curva potência-tensão (P-V ). Observa-se facilmente que existe um ponto de funcionamento com determinados valores de corrente e tensão de saída do módulo, para os quais a potência extraída atinge o valor máximo possível. Como é logico, a situação ideal é extrair sempre a potência máxima do módulo fotovoltaico. Mas como já foi referido anteriormente, o valor da potência do módulo varia com a radiação solar, a temperatura e o circuito elétrico ao qual o módulo está ligado.

Figura 3.17 – Curvas caracteristicas I-V e P-V de um módulo solar com indicação do ponto de máxima potência.

3.4. Extração da Máxima Potência

A solução para o problema da extração da máxima potência passa por utilizar um conversor CC-CC associado a um sistema de controlo que implemente um algoritmo de MPPT. O objetivo do controlador é variar a tensão e corrente de saída do módulo fotovoltaico de forma a chegar aos respetivos valores onde a potência é máxima. São vários os algoritmos de MPPT que se podem encontrar na literatura, uns mais simples e outros mais complexos. A seguir são apresentados alguns dos algoritmos mais frequentes na literatura.

Perturbação e Observação 3.4.1.

Tal como o nome indica, o algoritmo de Perturbação e Observação (P&O) aplica uma pequena variação no valor da tensão de saída e de seguida observa como evolui o valor da potência extraída. O seu funcionamento é bastante simples, o valor da tensão é sempre incrementado enquanto o valor da potência extraída for aumentando. Quando for detetado que numa determinada iteração o valor da potência diminui, o valor da tensão é diminuído até que se detete uma nova descida da potência. Na Figura 3.19 encontra-se um fluxograma correspondente a este algoritmo.

O princípio de funcionamento anteriormente descrito pode ser visto na prática na Figura 3.18. Presumindo que o primeiro ponto representa o estado inicial do sistema, segundo o fluxograma da Figura 3.19 o controlador aumenta a tensão de saída do módulo fotovoltaico representado pela transição “1”. De seguida o controlador calcula o novo valor de potência,

Tensão [V] P-V I-V P o tê n ci a [W ] 6 5 4 3 2 1 0 60 50 40 30 20 10 0 0 5 10 15 20 C o rr en te [ A ]

Ponto de máxima potência

Corrente de máxima potência

como é maior que o anterior o controlador aumenta novamente a tensão de saída do módulo fotovoltaico representado pela transição “2”. Apesar de agora estar a ser extraída a máxima potência o controlador não o sabe, e como a potência subiu em relação à última iteração vai incrementar novamente a tensão, representado pela transição “3”. Desta vez ao calcular a potência extraída, o controlador apercebe-se que a potência diminui, logo começa a reduzir o valor da tensão, representado pela transição “4”. Tal como sugere o fluxograma, o controlador continua a diminuir a tensão até que a potência comece a diminuir, por isso efetua a transição “5”. A partir deste ponto o controlador vai entrar em regime permanente e repetir sempre a seguinte sequência de transições “2”, “3”, “4”, “5”, “2”, “3”, “4”, “5”,… até que a curva característica se altere devido à mudança da radiação solar ou da temperatura. Quando isso acontecer, o controlador irá procurar um novo ponto de máxima potência, e entrará novamente no regime permanente que foi descrito.

Tensão [V] P-V I-V 6 5 4 3 2 1 0 60 50 40 30 20 10 P o tê n ci a [W ] 0 0 5 10 15 20 C o rr en te [ A ] Tensão [V] P-V I-V 6 5 4 3 2 1 0 60 50 40 30 20 10 P o tê n ci a [W ] 0 0 5 10 15 20 C o rr en te [ A ] Tensão [V] P-V I-V 6 5 4 3 2 1 0 60 50 40 30 20 10 P o tê n ci a [W ] 0 0 5 10 15 20 C o rr en te [ A ] Tensão [V] P-V I-V 6 5 4 3 2 1 0 6 0 5 0 4 0 3 0 2 0 1 0 P o tê n ci a [W ] 0 0 5 10 15 20 C o rr en te [ A ] 2 1 3 4 5

Figura 3.18 – Principio de funcionamento do algoritmo de perturbação e observação.

Há que ressalvar que na realidade os pontos encontram-se mais perto uns dos outros do que é mostrado na figura, mas encontram-se assim espaçados para permitir uma melhor visualização de todo o processo.

Um valor elevado de perturbação permite ao sistema convergir rapidamente para o ponto de máxima potência (Maximum Power Point, MPP), mas quanto maior for o valor, maior será a oscilação do sistema à volta do MPP.

Aumentar Tensão de Saída Início Potência Aumentou Diminuir Tensão de Saída Sim Não Potência Aumentou Sim Não

Figura 3.19 – Fluxograma do algoritmo Perturbação e Observação (P&O).

Condutância Incremental 3.4.2.

O método da Condutância Incremental (CI) tem um princípio de funcionamento semelhante ao P&O, mas utiliza a derivada da curva P-V para determinar o sentido dessa perturbação. Define-se o ponto de máxima potência, como o ponto onde a derivada da potência em função da tensão é igual a zero (3.2). O valor da derivada à esquerda do ponto é positivo, enquanto à direita é negativo. Deste modo é possível ao controlador saber se a perturbação deve ser positiva ou negativa, isto faz com que o controlador se adapte mais rapidamente às variações do ponto de máxima potência. 𝑑𝑃 𝑑𝑉 = 0 (3.2) 𝑑𝑃 𝑑𝑉 = 𝑑(𝐼 𝑉) 𝑑𝑉 = 𝐼 𝑑𝑉 𝑑𝑉+ 𝑉 𝑑𝐼 𝑑𝑉= 𝐼 + 𝑉 𝑑𝐼 𝑑𝑉 (3.3)

Dividindo os termos da equação 3.3 por V, temos: 𝑑𝐼 𝑑𝑉 = − 𝐼 𝑉 (3.4) 𝑑𝐼 𝑑𝑉 > − 𝐼 𝑉 (3.5) 𝑑𝐼 𝑑𝑉 < − 𝐼 𝑉 (3.6)

Quando a equação (3.4) é verdadeira, está a ser extraída a potência máxima do módulo. Mas se a equação (3.5) for verdadeira o MPP fica à direita do ponto atual, e se for a equação (3.6) a verdadeira então o MPP fica à esquerda do ponto atual. Na Figura 3.20, encontra-se um fluxograma que traduz o funcionamento do algoritmo de condutância incremental que foi descrito anteriormente.

Inicio

∆V = 0?

∆I/∆V = -I/V? ∆I = 0?

∆I/∆V > -I/V? ∆I > 0?

Aumentar Tensão Diminuir Tensão Diminuir Tensão Aumentar Tensão

Fim Não Sim Sim Não Não Sim Sim Não Sim Não Manter Tensão

Figura 3.20 – Fluxograma do algoritmo Condutância Incremental (CI).

Tal como no método anterior é necessário encontrar um compromisso entre a rapidez da resposta às alterações do MPP e a oscilação em regime permanente em torno deste. Uma possível solução para este problema é dada em [96], onde os autores propõem que se use o método da condutância incremental com um valor variável de perturbação, que será tão mais elevado quanto o declive da derivada da potência em função da tensão.

Tensão Constante 3.4.3.

O método de Tensão Constante (TC) baseia-se no facto de a tensão de saída do módulo no ponto MPP ser dada pela equação (3.7).

𝑉𝑃𝑚𝑎𝑥 ≅ 𝑘 𝑉𝑜𝑐 (3.7)

Onde VPmax é o valor da tensão no ponto de máxima potência, k é a constante de

proporcionalidade que normalmente se situa entre 0,7 e 0,8 e VOC é o valor da tensão em

Mas como se observou na Figura 3.15, o valor da tensão em circuito aberto varia consoante a temperatura. A solução para este problema está em fazer amostragens em intervalos regulares do valor da tensão em circuito aberto, mas existe a desvantagem de que durante as medições não é produzida energia.

Varrimento de Corrente 3.4.4.

No método de Varrimento de Corrente (VC) proposto em [97], o controlador desliga o módulo do resto do sistema e varia a corrente entre 0 A e o valor de corrente de curto-circuito, entretanto faz uma amostragem dos valores de tensão e corrente de modo a traçar a curva P-V. No final deteta os valores de tensão e corrente do MPP, e continua a operar nessa condição até novo varrimento ser efetuado. Tal como no método de tensão constante existem intervalos em que o módulo deixa de fornecer potência ao resto do sistema.

Comparação entre os Diferentes Métodos de MPPT 3.4.5.

Os métodos de P&O e CI têm um modo de funcionamento muito semelhante, podendo-se considerar o segundo como uma evolução do primeiro, já que as únicas diferenças estão no fato de no método CI o controlador saber em que direção está o ponto de máxima potência e

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