Neste tipo de instalações, iniciamos os cálculos pela determinação do ângulo de elevação solar e do azimute solar através das equações 4.3 e 4.17, respectivamente, para cada instante de tempo considerado.
De seguida passamos ao cálculo do ângulo solar de incidência. Tendo em conta que a instalação está orientada para sul, e que a inclinação definida para o painel é constante, , o ângulo solar incidente é obtido pela equação 4.18:
, (4.19)
Podemos assim, calcular o valor da irradiância directa, para cada momento, para a superfície descrita neste ponto, através da equação 4.19.
, (4.20)
A condição presente na equação 4.19 refere-se ao período em que o sol se encontra a incidir na parte de trás do painel, ou seja, no período após o nascer do sol e no período antes do pôr-do-sol. A condição está dependente do uma vez que para valores de , recorrendo ao auxilio da Figura 4.7 e tendo em consideração a inclinação fixa do painel, podemos concluir que o sol vai incidir na parte de trás do painel, daí que, a irradiância directa nesse período terá de ser 0.
4.3.3 - Centrais móveis, com sistema mecânico de seguimento zenital, de
um eixo horizontal, com variável, orientadas para sul
Fase 3 65
Novamente, inicia-se pelos cálculos do ângulo de elevação solar e do azimute solar para cada instante de tempo considerado, através das equações 4.3 e 4.17 respectivamente.
O passo seguinte passa por calcular o ângulo de incidência solar. Devido à presença de um eixo horizontal, a inclinação dos painéis vai variar ao longo do dia de forma a maximizar a captação de irradiância solar directa. A melhor inclinação para a instalação será quando os painéis se encontrarem na perpendicular relativamente à linha imaginária entre o sol e o painel (representado anteriormente pelo vector s, equação 4.14). Foi assim necessário encontrar uma relação entre ângulos que permitisse definir a inclinação do painel em função da movimentação do sol.
Exemplificando com três horas do dia, Figura 4.9, é possível verificar que vai estar relacionado com o e o . Próximo da hora de nascer do dia, o será próximo de 0, como tal será quase ou seja 90º. De forma a maximizar a captação da irradiância o painel terá de estar praticamente na vertical também, ou seja, próximo de 90º. Ao meio-dia, o atingirá o seu valor máximo (varia consoante a altura do ano, sendo mais elevado no Verão que no Inverno), assim será mínimo. A inclinação ideal adoptada para o painel nesse período será também mínima. Por fim, no fim do dia, o será próximo de 0 novamente, como tal será aproximadamente . Para maximizar a captação da irradiância a inclinação do painel terá de estar, mais uma vez, próximo da vertical, ou seja, próximo de 90º. Analisando estes três períodos do dia, percebe-se a relação existente entre o , e a . Pode assim concluir-se que em todos os instantes temporais considerados.
Figura 4.9 – Evolução dos ângulos , e a em três momentos do dia.
Tendo em conta que a instalação está orientada para sul, , logo a equação do ângulo solar incidente é dada pela equação 4.21.
, (4.21)
Por fim, o valor da irradiância directa, para cada momento, para a superfície descrita neste ponto, é obtido através da equação 4.22.
66 Metodologia do Processo de Previsão de Produção
Tal como descrito na parte final do ponto 4.1.3.2, a condição presente na equação 4.22 está relacionada com as horas em que o sol incide na parte de trás do painel. O facto de esta condição estar dependente do é novamente justificável pois para valores de , recorrendo novamente à Figura 4.7 e tendo em conta a movimentação proposta para o painel neste ponto, é possível perceber que a irradiância solar vai incidir na parte de trás do painel, portanto, a irradiância directa nesse período terá de ser 0 W/m2.
4.3.4 - Centrais móveis, com sistema mecânico de seguimento azimutal, de
um eixo vertical, com fixa e orientação variável
Tal como no ponto anterior, tendo em conta a presença de sistemas mecânicos de seguimento solar, foi dada especial atenção aos cálculos dos ângulos fundamentais para esta etapa. Inicia-se pelo cálculo do ângulo de elevação solar, equação 4.3, e do azimute solar, equação 4.17, para cada instante de tempo considerado.
Neste tipo de instalações, é definida uma fixa, geralmente com um valor que optimize a captação de irradiância solar em alguns períodos do ano, dependendo das motivações com que a central foi implementada. Devido ao eixo vertical, a movimentação dos painéis vai estar directamente relacionada com a posição do sol. Assim, a partir do momento em que o sol nasce até ao pôr-do-sol, o valor do e do vão estar directamente relacionados. O máximo valor de captação regista-se quando o painel se encontra orientado para a posição do sol. Conforme se ilustra na Figura 4.7, verifica-se que qualquer que seja o valor do implicará que o . Garante-se assim que os painéis vão estar posicionados com a superfície de captação orientada para o sol.
Através da equação 4.23 calcula-se seguidamente o ângulo de incidência solar.
, (4.23)
Para calcular a irradiância directa, para cada momento, para a superfície descrita neste ponto, usamos a equação 4.24.
, (4.24)
4.3.5 - Centrais móveis, com sistema mecânico de seguimento de dois
eixos, horizontal e vertical
A presença de dois sistemas de eixos de seguimento solar implica a análise das formulações base descritas até agora. O cálculo do ângulo da elevação solar, equação 4.3, e do azimute solar, equação 4.17, para cada instante de tempo considerado, mantêm-se iguais.
Fase 4 67
Nas centrais com sistemas mecânicos de seguimento de dois eixos, a orientação do painel e a inclinação vai variar em cada instante do dia, maximizando desta forma a captação da irradiância solar em cada momento. O comportamento do eixo horizontal e do eixo vertical é igual ao descrito nos pontos 4.3.3 e 4.3.4.
Assim, o ângulo de incidência solar é calculado pela equação 4.25.
, (4.25)
O resultado obtido vai de encontro ao esperado. O dá 0 uma vez que os painéis vão estar numa posição perpendicular aos raios solares (4.1.4.3) e por outro lado vão seguir a movimentação do sol ao longo de todos os momentos do dia, desde o nascer do sol até ao pôr-do-sol (4.1.4.4).
Para calcular a irradiância directa, para cada momento, para uma instalação com dois eixos, usamos a equação 4.26.
, (4.26)
Após o cálculo de para cada caso, é fundamental saber qual a irradiância total que incide sobre os painéis. Para isso vamos adicionar ao valor obtido na etapa 4, consoante o tipo de central em estudo, o valor da irradiância difusa obtida através da rede NN2, para os mesmos instantes temporais, tal como descrito na equação 4.27.
, (4.27)
4.4- Fase 4
68 Metodologia do Processo de Previsão de Produção
Figura 4.10 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – fase 4.
De modo a simular a produção energética nas instalações fotovoltaicas em estudo, é possível recorrer ao processo indicado na equação 4.28 ou ao processo descrito na equação 4.29.
, (4.28)
, (4.29)
Onde:
corresponde à potência produzida pelo parque quando sujeito a uma determinada temperatura e irradiância, em cada instante considerado, (W);
é a eficiência do painel da central em estudo, ajustado para a temperatura ambiente e calculado segundo a equação 4.30, baseada na formulação presente em [33];
corresponde à potência instalada do parque ajustado para a temperatura ambiente e calculado segundo a equação 4.31, baseada na formulação presente em [33], (W).
Fase 5 69
TC corresponde ao ajuste da temperatura do painel em função da temperatura ambiente e é calculado pela equação 4.32, baseada na formulação presente em [33], (ºC);
é o valor considerado para o rendimento da central solar FV. O valor considerado foi de 80%, o que tem em conta perdas nas linhas, perdas no inversor, perdas devido à deterioração dos módulos fotovoltaicos, etc.;
é a área de superfície dos painéis fotovoltaicos na central em estudo. O valor é obtido através das informações recolhidas junto dos contactos estabelecidos com as diversas centrais ou pela multiplicação da área de cada painel pelo número de painéis presente na central;
, (4.30)
, (4.31)
, (4.32)
Onde:
é um coeficiente de variação de potência com a temperatura da célula, (%/ºC); é o Nominal Operationg Cell Temperature, temperatura de funcionamento nominal da célula, fornecido pelos fabricantes, (ºC);
corresponde à temperatura ambiente prevista para o mesmo instante da previsão, (ºC);
4.5- Fase 5
Na disponibilidade de dados históricos de produção, relativos à central para a qual se pretenda fazer previsão de produção, é criada uma NN de previsão de produção, que vai receber como input a série de simulação de produção de curto prazo, que se obtêm no final da fase 4, e que tem como output a série de previsão de produção, ajustada pela NN.
Desta forma, no final da fase 5, o resultado é uma série de previsão de produção, a curto prazo, para a localização da central, ajustada a factores que não foram tidos em conta anteriormente, tais como velocidade do vento e desempenho característico da central.
Capítulo 5
Resultados
Neste capítulo serão apresentados os resultados da aplicação da metodologia.
Inicialmente vão apresentar-se os resultados da desagregação de séries temporais de previsão de irradiância global horizontal ( ), para as localizações das centrais escolhidas para teste do modelo, nas suas componentes directa e difusa usando as redes NN1 e NN2, respectivamente. Para a criação da NN1 e da NN2, tendo em conta a ausência de dados históricos para as localizações escolhidas, recorreu-se ao processo descrito na fase 2 do capítulo quatro. No final desta fase foi necessário validar a aplicação da NN1 e NN2 às localizações escolhidas para teste da metodologia.
De seguida, tendo em conta as características das centrais (tipo de sistemas mecânicos de seguimento), foram aplicadas as formulações, descritas na fase três do capítulo quatro, para recalcular o valor da previsão de irradiância directa horizontal ( ) para a irradiância directa no plano do painel ( ). Após a obtenção , adiciona-se o valor da irradiância difusa horizontal ( ) proveniente da NN2, resultando no valor de irradiância total incidente no plano do painel ( ).
No final foi possível, a partir do valor de obtido, fazer a previsão a previsão de produção de cada uma das centrais para o período do conjunto de teste.
Tendo em conta a ausência de dados históricos de produção das centrais, não foi possível entrar na fase 5 da metodologia.
Para a verificação da metodologia foram obtidos séries de previsão de irradiância global horizontal para as localizações enumeradas no capítulo três. Estas séries foram fornecidas pela empresa SmartWatt, tendo sido elaboradas através de modelos de previsão de irradiância elaborados pelo CESAM, baseadas no modelo WRF explicado anteriormente no capítulo dois. Os dados fornecidos pela SmartWatt, são séries temporais de previsão de irradiância global horizontal ( ) e de temperatura ambiente, com valores de previsão de 15 em 15 minutos.
O método utilizado para avaliação do erro dos modelos propostos na dissertação foi o NMAPE. Neste método, o erro sofre uma transformação que consiste em passar para a forma de percentagem. Para isso, divide-se a média do valor absoluto do erro pelo valor médio do parâmetro que se pretenda avaliar, como indicado na equação 5.1.
72 Resultados
, (5.1)
Onde:
corresponde ao valor medido num determinado instante; corresponde ao valor previsto para o mesmo instante.
será substituído pelo valor médio da variável pretendida, consoante o caso. Este valor é obtido através da equação 5.2.
, (5.2)
Onde:
corresponderá ao valor da variável pretendida, consoante o caso.
Relativamente às NN, apesar de existir uma grande variedade de softwares com diferentes implementações de NN, nesta dissertação, a ferramenta utilizada foi a NN
Toolbox, do programa Matlab.
5.1- Fase 1 e 2 da Metodologia
Neste ponto, serão identificados os dados e explicados os processos que permitiram chegar aos resultados esperados no final da fase 1 e 2 da metodologia.
5.1.1 - Redes NN1 e NN2
Para a criação das NN1 e NN2, tendo em conta a ausência de ou impossibilidade de obter dados históricos de , e para localizações das centrais em Portugal, foi necessário encontrar uma alternativa que permitisse dar sequência à metodologia idealizada. Assim, baseado no processo descrito na fase 2 do capítulo quatro, foram obtidos dados medidos de , e , relativo ao ano de 2009 com valores de 15 em 15 minutos, para uma instalação situada em Tulsa, estado de Oklahoma, nos Estados Unidos da América. Esta escolha deveu-se a duas situações complementares: primeiro devido ao facto de a latitude da instalação em Tulsa ser similar à latitude de Portugal, a latitude da instalação em Tulsa é de 36.5º e em Portugal a latitude varia entre 37º e 42º, aproximadamente; segundo devido à disponibilidade dos dados pretendidos.
Após a obtenção e tratamento dos dados, foi calculado para o mesmo espaço temporal e localização dos dados históricos, pelo processo descrito no capítulo 4, equação 4.1.
A NN1 foi treinada com dados históricos de e como input e usou como
target para o mesmo período. A NN2 foi treinada com dados históricos de
e como input e utilizou como target para o mesmo período.
De seguida, definiu-se o conjunto de treino da NN1 e NN2. Definiu-se como input, para as duas NN, os dados históricos de Tulsa de e de referentes ao período entre Janeiro e Novembro de 2009. Como target da NN1 foi considerada a série temporal da
Fase 1 e 2 da Metodologia 73
para o mesmo período, e como target da NN2 a série temporal da também entre Janeiro a Novembro de 2009.
Após a criação de NN1 e NN2, o primeiro passo foi testar a performance das mesmas, introduzindo como input os dados históricos de do mês de Dezembro e o calculado, para o mesmo período e localização, e simular na NN1 e na NN2. Dessa forma, pudemos comparar os resultados obtidos, e , com valores medidos na instalação, e , permitindo tirar conclusões sobre a performance das redes.
Na Figura 5.1 apresenta-se o output da NN1 para o conjunto de teste ( ) - linha vermelha - e os valores medidos de – linha azul - para o mês de Dezembro. Na Figura 5.2 apresenta-se o output da NN2 para o conjunto de teste ( ) - linha vermelha - e os valores medidos de – linha azul - para o mês de Dezembo.
O cálculo do erro NMAPEméd para as duas NN encontra-se na Tabela 5.1.
Figura 5.1 - Comparação entre o irradiância directa (Output da NN1) ( ) e os valores de irradiância directa medidos em Tulsa ( ), para todos os dias do mês de Dezembro.
Figura 5.2 – Comparação entre o irradiância difusa (Output da NN2) ( ) e os valores de irradiância difusa medidos em Tulsa ( ), para todos os dias do mês de Dezembro.
0 100 200 300 400 500 600 [W/m2 ] tempo hb_hor_TUL_output hb_hor_TUL 0 50 100 150 200 250 300 350 [W/m2 ] tempo hd_hor_TUL_output hd_hor_TUL
74 Resultados
Tabela 5.1 – NMAPE médio das NN, para conjunto de teste. Rede Neuronal Artificial NMAPEméd (%)
NN1 ( ) 16,88
NN2 ( ) 25,36
Analisando a Figura 5.1 e Figura 5.2 é possível verificar que os outputs de NN1 e NN2, para o conjunto de teste – dados de Tulsa relativos ao mês de Dezembro - seguem os valores reais medidos. Existem, naturalmente, desvios relativamente aos dados reais, no entanto, os resultados obtidos estão muito próximos dos mesmos.
Relativamente ao valor obtido com o NMAPE verifica-se que a NN1 apresenta melhores resultados que a NN2, no entanto os valores obtidos são satisfatórios tendo em conta a quantidade de dados disponíveis para o treino da rede.
De seguida procedeu-se ao somatório de com de modo a
se obter a irradiância total para o plano horizontal . Com este valor foi possível comparar os outputs das NN1 e NN2 com os valores medidos de para o mês de Dezembro. Na Figura 5.3 apresenta-se a comparação entre os valores medidos de
– linha azul - e a – linha vermelha. Na Tabela 5.2 apresenta-se o resultado do NMAPE.
Figura 5.3 – Comparação entre os valores medidos de irradiância global horizontal em Tulsa ( ) e os valores da irradiância total resultantes da soma da irradiância directa (NN1) e difusa (NN2) ( ), para todos os dias do mês de Dezembro.
Tabela 5.2 – NMAPE médio da irradiância total horizontal ( resultante das NN, para conjunto teste.
Processo para obter irradiância total horizontal NMAPEméd (%)
5,53
É facilmente perceptível que a série de dados resultante das NN segue de forma correcta 0 100 200 300 400 500 600 [W/m2 ] tempo ht_hor_TUL_output hg_hor_TUL
Fase 1 e 2 da Metodologia 75
período definido como teste é inferior comparativamente os valores obtidos na Tabela 5.1 para as componentes desagregadas. Comprova-se assim que a metodologia proposta para desagregar a irradiância global horizontal nas suas componentes directa e difusa, é válida.
5.1.2 - Validação das NN1 e NN2 Aplicadas a Localizações em Portugal
Continental
Este ponto consistiu em verificar a aplicação das NN desenvolvidas, treinadas com dados históricos de Tulsa, para localizações em Portugal Continental. Com as séries de previsão de irradiância global horizontal ( ), fornecidos pela empresa SmartWatt e elaboradas pelo CESAM, para as diferentes instalações em Portugal, e após se calcular o valor da irradiância extraterrestre ( ), para o mesmo período, após passarem pelo processo de estandardização, vão ser aplicados na NN1, obtendo os valores de para a mesma escala temporal. Da mesma forma, com as mesmas variáveis de input, mas aplicando à NN2, vamos obter os valores . Passamos a ter os valores da irradiância directa e difusa, desagregados, para superfície horizontal.
Relativamente aos resultados obtidos das NN, não foi possível, de forma objectiva, analisar e retirar conclusões, uma vez que não existem dados históricos, nem previsões de e , para os mesmos períodos, para as localizações em Portugal. A comparação e análise de performance do modelo foi feita entre a irradiância global horizontal prevista e o somatório, em cada instante considerado, da
proveniente da NN1 e da proveniente da NN2. A série resultante do somatório
é descrita como .
Utilizando dados de previsão obtidos para três dias de Dezembro de 2009 e para três dias de Janeiro de 2010, relativamente a uma localização em Portugal, vamos analisar e comparar o comportamento entre a curva da série de valores da e a curva da . De forma a estimar-se o erro dos resultados obtidos foi calculado o NMAPE.
Foi escolhida uma localização para o processo de validação, a central de Moura no distrito de Beja, latitude 38.2º.
Na Figura 5.4 e Figura 5.5 apresentam-se os resultados obtidos das NN, para os três dias Dezembro (das 18 horas do dia dois de Dezembro 2009 às 17.45 do dia cinco de Dezembro 2009) e os três dias de Janeiro (das 18 horas do dia seis de Janeiro 2010 às 17.45 do dia nove de Janeiro 2010) respectivamente, considerados no processo de validação.
76 Resultados
Figura 5.4 – Comparação entre a soma dos resultados da NN1 e NN2, irradiância total ( ) e a previsão de irradiância global ( ), para os três dias de Dezembro 2009.
Figura 5.5 – Comparação entre a soma dos resultados da NN1 e NN2, irradiância total ( ) e a previsão de irradiância global ( ), para os três dias de Janeiro 2010.
É perceptível pela análise das duas figuras que o somatório dos resultados das NN, , estão de acordo com os valores das séries de previsão de irradiância global horizontal, . Os resultados do NMAPE são apresentados na Tabela 5.3.
Tabela 5.3 – NMAPE médio dos resultados de NN1 e NN2, para os três dias de Dezembro e
para os três dias de Janeiro.
Metodologia NMAPEméd (%) NN1 + NN2 (três dias de Dezembro 2009) 5,59 NN1 + NN2 (três dias de Janeiro 2010) 6,36 0 100 200 300 400 500 600 18,00 20,30 23,00 1,30 4,00 6,30 9,00 11,30 14,00 16,30 19,00 21,30 0,00 2,30 5,00 7,30 10,00 12,30 15,00 17,30 20,00 22,30 1,00 3,30 6,00 8,30 11,00 13,30 16,00 [W /m2] tempo hg_hor_prev ht_hor_prev_output 0 100 200 300 400 500 600 18,00 20,30 23,00 1,30 4,00 6,30 9,00 11,30 14,00 16,30 19,00 21,30 0,00 2,30 5,00 7,30 10,00 12,30 15,00 17,30 20,00 22,30 1,00 3,30 6,00 8,30 11,00 13,30 16,00 [W/m2 ] tempo hg_hor_prev ht_hor_prev_output
Fase 3 e 4 da Metodologia 77
Como se pode verificar, quer pela análise da Figura 5.4 e da Figura 5.5, quer pela análise da Tabela 5.3, os resultados da aplicação das NN1 e NN2 às séries de previsão de irradiância global, para a localização da central de Moura foram bons. Analisando e comparando o valor do NMAPE, quer para os três dias de Dezembro, quer para os três dias de Janeiro, e comparando com os valores da Tabela 5.2, para o conjunto de teste de Tulsa, verifica-se que são da mesma ordem de grandeza. Dessa forma, conclui-se que é justificável a utilização dos dados históricos de Tulsa, os quais permitem modelizar a NN1 e NN2 para as localizações das centrais portuguesas.
Após a desagregação com sucesso da previsão de irradiância global horizontal em directa e difusa para qualquer localização de instalações fotovoltaicas em Portugal Continental, entramos na fase três da dissertação. Tendo em conta o tipo de sistema de seguimento utilizado nas centrais fotovoltaicas, aplicaremos às séries desagregadas de irradiância, as