Controlo do Ponto de Máxima Transferência de Potência

Com o objetivo de garantir uma maior eficiência dos módulos fotovoltaicos e viabilizar cada vez mais os custos globais de instalação de novos sistemas de geração de energia elétrica perante o valor de investimento, é necessário garantir que o sistema trabalhe o maior tempo possível no Ponto de Máxima Transferência de Potência (MPPT ou do inglês, Maximum Power

Point Tracking), uma vez que qualquer ponto de funcionamento que não seja o MPPT faz

diminuir a eficiência do sistema.

Tanto a temperatura de funcionamento como a temperatura ambiente influenciam a variação da potência e, embora as variações da temperatura das células sejam mais lentas, a radiação solar incidente pode apresentar mudanças drásticas em poucos segundos, como resultado da passagem de nuvens, bem como por outros sombreamentos parciais provocados. Todos estes componentes podem provocar distorções na curva caraterística do conjunto de módulos (I-V e

P-V), inclusive com a ocorrência de máximos locais. Esta situação é evidenciada na Figura

Figura 3.57 - Curvas caraterísticas I-V (a vermelho) e P-V (a azul) de uma string de seis módulos de 72 células mostrando a ocorrência de máximos locais na curva de potência caus ada por

sombreamentos parciais.

No entanto, se um conjunto de módulos estiver sujeito a radiação uniforme (sem sombreamentos parciais) e não contiver células ou módulos defeituosos, a curva P-V (potência- tensão) será a que se encontra representada na Figura 3.57 a), apresentando apenas um único ponto com derivada nula (o ponto MPPT), no qual o produto da corrente pela tensão tem o seu valor máximo.

Deste modo, o nível de potência da carga deve ser ajustado de acordo com a curva de eficiência fotovoltaica para aumentar o rendimento do módulo, sendo por isso vantajoso que exista um mecanismo que detete continuamente as modificações na curva caraterística e atue sobre a eletrónica do inversor com o objetivo de manter o conjunto dos módulos na tensão correspondente à tensão de máxima potência, maximizando a transferência de potência e evitando perdas que sucederiam se o acoplamento ocorresse para outro valor de tensão que não a tensão ótima. Por isso, esse processo deve ser preciso, com medidas de corrente e tensão com elevada qualidade, deve ser eficaz, possuindo grande capacidade de encontrar a potência máxima mesmo na presença de máximos locais e deve ainda ser de grande rapidez, conseguida por uma fácil adaptação às variações bruscas de radiação.

Consequentemente, o ponto de potência máxima de um módulo fotovoltaico varia com frequência, dependendo assim das suas caraterísticas e das condições meteorológicas não lineares a que é sujeito. Isto leva a que o ponto de operação dos módulos também mude para maximizar o aproveitamento energético, sendo por isso necessário procurar constantemente o ponto onde ocorre o funcionamento à máxima potência para as condições a que estão sujeitos.

Para tal, existem vários algoritmos MPPT de controlo, com o objetivo de procurarem continuamente o ponto de operação do inversor da forma mais precisa possível em torno do máximo ponto de potência (MPPT) que será o ponto através do qual se conseguirá extrair a máxima potência dos terminais dos módulos fotovoltaicos. Assim, conseguir-se-á aproveitar a energia solar fotovoltaica disponível e incidente na superfície dos módulos, utilizando-a da forma mais eficiente possível, com consequente maximização da produção fotovoltaica. Os algoritmos podem ser utilizados no controlo implementado no conversor DC/DC, no caso de uma topologia de dois ou mais níveis, ou no inversor DC/AC fotovoltaico, quando for de apenas um nível, que de acordo com as condições ambientais e as condições impostas pela rede, ajusta a tensão de saída do módulo de modo a que o funcionamento se processe no ponto correspondente à potência máxima.

Figura 3.58 - a) Esquema de uma topologia de um andar com o respetivo algoritmo MPPT, b) Esquema com dois andares e o respetivo algoritmo MPPT.

Existe assim uma grande variedade de algoritmos MPPT usados em sistemas fotovoltaicos e que atuam sobre o controlo eletrónico, podendo estes serem o método de condutância incremental, perturbação e observação (P&O), tensão constante, tensão em circuito aberto, tensão de curto-circuito pulsado, lógica difusa e redes neuronais. Existem algoritmos que ainda estão a ser criados e outros que são variações ou melhoramentos das técnicas acabadas de mencionar, sendo que a maioria dos métodos que foram desenvolvidos têm como base o método de perturbação e observação.

ligadas aos dois MPPT’s. Além disto, as strings que se encontram ligadas por MPPT têm de possuir as mesmas caraterísticas de montagem, incluindo a orientação e a inclinação, e também conter um número muito idêntico de módulos. No entanto, os módulos utilizados têm de ser iguais, embora possam ser utilizados módulos diferentes entre MPPT’s diferentes. Outra vantagem interessante é que a presença de mais do que um MPPT permite que, em caso de ocorrência de algum problema em alguma string conectada a um dos MPPT’s, apenas esse

MPPT sofrerá um decréscimo de produção, uma vez que o outro MPPT não é afetado (Sousa,

y. e Angarita, J., 2016).

Geralmente os microinversores são instalados nos telhados, junto dos módulos fotovoltaicos, verificando-se no entanto, que estes dispositivos deveriam estar protegidos da chuva e da radiação solar direta. Por este motivo, deve-se escolher o local da instalação, tendo em consideração as condições ambientais exigidas pelo fabricante do inversor (nomeadamente a humidade e a temperatura), bem como o ruído produzido pelo inversor (dependendo da potência e do fabrico).

Por outro lado, em locais residenciais, os inversores são normalmente instalados perto do Quadro Geral (QG), num local que seja abrigado das adversidades atmosféricas, geralmente

onde apanhe pouco sol e, preferencialmente, num local com alguma ventilação, de modo a manter uma temperatura amena, evitando o sobreaquecimento na zona dos inversores e na sua envolvente, tal como se pode observar na Figura 3.59.

Figura 3.59 – Representação das distâncias, temperaturas e humidade ideais máximas indicadas pelo fabricante no manual do inversor Fronius Symo 3 – 8,2 kW (Fronius, 2017 d).

No entanto, para instalações com dimensões consideráveis, é comum fazer-se uma sala apropriada com dimensões adequadas, onde se colocam os inversores, bem como os restantes

equipamentos elétricos (de ligação, de proteção, de corte, entre outros). Por norma, designa-se esta sala por zona técnica, em que o objetivo é garantir as condições necessárias ao bom funcionamento dos inversores e restantes equipamentos elétricos, como já foi referido anteriormente.

4 Legislação Portuguesa para os Sistemas Solares Fotovoltaicos