Desenvolvimento de modelos de previsão de produção de centrais solares fotovoltaicas

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Desenvolvimento de Modelos de Previsão de

Produção de Centrais Solares Fotovoltaicas

Ricardo Nuno Freitas Neves

Dissertação realizada no âmbito do

Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Major Energia

Orientador: Prof. Doutor Cláudio Monteiro

iii

Resumo

As energias renováveis eólicas, hídrica e fotovoltaicas são caracterizadas pelo seu comportamento intermitente com variabilidades de produção rápidas. Com a elevada penetração destas tecnologias no parque produtor torna-se necessário, por questões de controlo do sistemas e de gestão das centrais, encontrar formas de prever a produção. Esta previsão de produção é possível para horizontes temporais de previsão até uma semana, com discretização de 15 minutos. A base destas previsões são as previsões meteorológicas de velocidades de vento, pluviosidade, temperatura e radiação.

A investigação e desenvolvimento de previsão de produção fotovoltaica está ainda muito pouco explorada, no entanto o interesse nestas áreas é crescente, o que em grande medida justifica a nossa motivação para trabalhar este tema nesta dissertação.

Os modelos desenvolvidos nesta Dissertação restringem-se a modelos de previsão a curto prazo. Não são abordados neste trabalho modelos de avaliação de recurso energético, que têm outras finalidades de projecto e de avaliação de potencial e que requerem outro tipo de metodologias e diferente tipo de informação.

Para além das previsões meteorológicas, as previsões de produção fotovoltaica dependem das características dos painéis e do tipo de seguimento mecânico usado na central. É necessário criar modelos de previsão adequados a cada tipo de central. Esta é uma das características de diversidade metodológica que é trabalhada ao longo da dissertação.

Na dissertação, inicialmente foi desenvolvida uma metodologia, baseada em redes neuronais, que desagrega a irradiância global horizontal em irradiância directa e difusa. De seguida, é aplicado um modelo de previsão de produção, tendo em conta as características das centrais, nomeadamente a existência de sistemas mecânicos de seguimento.

Na dissertação, foi feita a caracterização pormenorizada da situação fotovoltaica em Portugal até à actualidade, analisando parâmetros como potência instalada, tecnologias dos painéis e sistemas mecânicos de seguimento utilizados.

Palavras-chave: Irradiância global, directa e difusa horizontal, previsão de produção

v

Abstract

Wind, hydro and photovoltaic renewable resources are characterized by their intermittent behavior with rapid production variability. For control systems and plants management purposes, and taking into account the continuously higher penetration of these technologies in the electrical production system, it becomes necessary to find ways of production forecasting. This is possible for horizons up to a week, with 15 minutes discretization. The core of these models consists in meteorological forecasts of wind speeds, rainfall, temperature and radiation data.

The photovoltaic production forecasting research and development is still very little explored. However, there is a growing interest in these areas, which largely justifies our motivation to work on this subject.

The developed models in this thesis are restricted to short-term forecasting. In the present work, it is not taken into account energetic resources evaluation models, which have other project and potential evaluation purposes which require other kind of methodologies and information.

Photovoltaic production forecasting depends both upon weather forecasts as well as photovoltaic panels characteristics and the type of plants mechanical tracking system used. It is necessary to create a predictive model for each type of plant. This is one of the characteristics of the methodological diversity that is applied during this thesis.

Initially in this thesis, a methodology, based on neural networks, was developed for disaggregating global horizontal irradiance into beam and diffuse horizontal irradiance. Then, a production forecasting model is applied, taking into account the characteristics of plants, namely the presence of mechanical tracking systems.

A detailed characterization about Portuguese solar photovoltaic production was also done. For this purpose, several parameters were analyzed such as installed capacity, panels’ technology and mechanical tracking systems used in the plants.

.

Keywords: Global, beam and diffuse incident irradiance, forecasting photovoltaic production,

vii

Agradecimentos

Aproveito este momento para homenagear e agradecer às pessoas e instituições que, directa ou indirectamente, contribuíram para a elaboração desta dissertação.

Ao meu orientador, Professor Doutor Cláudio Monteiro, uma palavra de amizade e de profundo agradecimento pelo seu apoio contínuo e incansável, orientação e conselhos prestados que contribuíram de forma fundamental para o desenrolar deste trabalho.

Aos investigadores a Universidade de Aveiro, particularmente ao Professor e Investigador Alfredo Rocha, por ter disponibilizado previsões meteorológicas para as diversas centrais fotovoltaicas.

À empresa Smartwatt e seus colaboradores pela disponibilidade de recursos, colaboração e apoio prestados no desenvolvimento desta dissertação.

Ao Engenheiro Tiago Filipe Ferreira dos Santos pelo seu apoio, disponibilidade e amizade demonstrada ao longo da dissertação.

Aos Engenheiros Tiago Barata, Ricardo Lopes, Rita Santos, João Figueira, Hélder Baptista, Jorge Miranda, Agostinho Torres, Vasco Figueira, Alexandre Alves, José Pereira e João Catita pela disponibilidade demonstrada para fornecer os dados possíveis sobre as centrais fotovoltaicas em Portugal e pelo esclarecimento pronto quando foi necessário.

Às empresas de instalação microgeração que forneceram o seu portfólio em território português, permitindo assim cumprir um dos objectivos da dissertação.

A todos os colegas e amigos, especialmente ao Francisco, Luís, Vitor e grupo da sala J102, pelo apoio e amizade nas longas e difíceis batalhas ao longo destes anos na faculdade.

Aos meus pais e irmãos pelo inestimável apoio familiar que contribuiu de forma decisiva na minha educação e realização pessoal e profissional.

À minha namorada Maria João que em todos os momentos me apoiou e iluminou com a sua presença, que nunca me deixou desistir e que nos momentos maus me encheu de força e esperança que me permitiram concluir a dissertação. A ti, muito obrigado.

ix

“Great things are done by a series of small things brought together.”

xi

Índice

Resumo ... iii

Abstract ... v

Agradecimentos ... vii

Índice ... xi

Lista de figuras ... xiii

Lista de Tabelas ... xvii

Abreviaturas e Símbolos ... xix

Capítulo 1 ... 1

1.5 - Dados Utilizados na Dissertação ... 10

Capítulo 2 ... 11

Estado da Arte ... 11

2.1- Introdução ... 11

2.2- Sistemas Fotovoltaicos ... 11

2.2.1 Classificação e caracterização ... 12

2.2.2 - Factores que Influenciam a Produção de Energia Solar Fotovoltaica ... 12

2.2.3- Previsão da Produção Renovável ... 20

2.3- Modelos de Previsão Associados à Energia Fotovoltaica ... 21

2.3.1- Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos ... 21

2.3.2- Modelos Numéricos – Numerical Weather Prediction (NWP) ... 22

2.3.3- Metodologias de Simulação de Radiação ... 24

2.3.4- Metodologias de Simulação/Previsão de Produção... 32

Capítulo 3 ... 41

Situação Fotovoltaica Nacional ... 41

3.1.1- Potência instalada ... 46

3.1.2- Tipos de painéis fotovoltaicos ... 47

3.1.3- Sistemas de Mecânicos de Seguimento ... 48

3.1.4 - Potência Fotovoltaica Instalada por Distrito ... 49

3.2- Perspectivas futuras ... 50

Capítulo 4 ... 53

Metodologia do Processo de Previsão de Produção ... 53

4.1- Fase 1 ... 54

4.2- Fase 2 ... 57

4.3- Fase 3 ... 61

4.3.1 Centrais fixas, com , orientadas para sul ... 64

4.3.2Centrais fixas, com variável, orientadas para sul ... 64

4.3.3 - Centrais móveis, com sistema seguimento zenital, de um eixo horizontal, com variável, orientadas para sul ... 64

4.3.4 - Centrais móveis, com sistema seguimento azimutal, de um eixo vertical, com fixa e orientação variável ... 66

4.3.5 - Centrais móveis, com sistema seguimento de dois eixos, horizontal e vertical ... 66

4.4- Fase 4 ... 67 4.5- Fase 5 ... 69

Capítulo 5 ... 71

5.1.2- Validação das NN1 e NN2 Aplicadas a Localizações em Portugal Continental ... 75

5.2- Fase 3 e 4 da Metodologia ... 77

5.2.1- Caracterização das Centrais Alvo de Previsão ... 77

5.2.2 - Previsão da Central FV de Moura ... 78

5.2.3- Previsão da Central FV de Serpa ... 81

5.2.4- Previsão da Central FV do MARL ... 84

5.2.5 - Previsão da Central FV de Vila do Bispo ... 87

5.3- Comparação da Previsão de Produção entre as Centrais em Estudo ... 90

Capítulo 6 ... 95

Conclusões ... 95

6.1- Conclusões Finais ... 95

6.2- Trabalhos Futuros ... 96

xiii

Lista de figuras

Figura 1.1 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até

2008 [8]. ... 2

Figura 1.2 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8]. ... 3

Figura 1.3 - Potência FV instalada acumulada (Adaptado de [11]). ... 3

Figura 1.4 – Mapa Mundial com irradiância solar média durante três anos (1991 a 1993 - 24 horas por dia), tendo em conta a nebulosidade (obtida a partir de satélites meteorológicos) [11]... 4

Figura 1.5 - Mapa do potencial fotovoltaico na Europa [14]. ... 5

Figura 1.6 - Potência FV acumulada instalada nos países da UE no final de 2008 (laranja - MWp). Potência FV instalada nos países da UE durante 2008 (verde – MWp) [9]. ... 6

Figura 1.7 - Previsão da evolução das aplicações fotovoltaicas até 2030 (Adaptado de [17]). ... 7

Figura 2.1 - Curvas I-U do módulo para diferentes irradiâncias, a uma temperatura constante (adaptado de [10]). ... 14

Figura 2.2 - Curvas I-U do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000 W/m2 _{(adaptado de [10]). ... 15}

Figura 2.3 - Potência do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000 W/m2 _{(adaptado de [10]). ... 15}

Figura 2.4 – Variação da disposição da instalação solar e diferenças na captação [31] ... 17

Figura 2.5 – Influência do percurso realizado na atmosfera pela radiação [31]. ... 17

Figura 2.6 – Inclinação tendo em conta a altura do ano (adaptado de [31]). ... 18

Figura 2.7 – Diferenças na irradiância entre instalação com sistema de dois eixos e instalação na horizontal, em dias sem nuvens, para um local com latitude de 50º (adaptado de [32]). ... 19

Figura 2.8 – Representação esquemática do modelo de previsão. ... 37

Figura 2.10 – Resultados do modelo para sete dias de Abril. ... 40

Figura 3.1 – Radiação global e potencial fotovoltaico anual - disposição horizontal (adaptado de [71]). ... 42

Figura 3.2 – Radiação global e potencial fotovoltaico anual - inclinação óptima (adaptado de [71]). ... 42

Figura 3.3 – Instalações fotovoltaicas com potência instalada superior a 40 kWp. ... 44

Figura 3.4 – Instalações fotovoltaicas com potência instalada inferior a 40 kWp. ... 45

Figura 3.5 – Evolução, acumulada, da potência instalada, a partir do ano de 2006. ... 47

Figura 3.6 – Evolução da potência instalada total, a partir do ano de 2006. ... 47

Figura 3.7 – Evolução, acumulada, anual das tecnologias fotovoltaicas utilizadas nas centrais em Portugal. ... 48

Figura 3.8 – Evolução, acumulada, anual dos sistemas mecânicos de seguimento utilizados nas centrais em Portugal. ... 49

Figura 3.9 – Potência instalada, ano 2009, por distrito. ... 49

Figura 3.10 – Instalações fotovoltaicas por construir, já licenciadas. ... 51

Figura 3.11 – Potência instalada total das centrais apenas licenciadas ou em construção - coluna e potência instalada total das centrais activas. ... 52

Figura 4.1 – Diagrama geral explicativo da metodologia desenvolvida na dissertação. ... 54

Figura 4.2 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – fase 1. ... 55

Figura 4.3 – Representação do ângulo Zenital e da elevação solar. ... 56

Figura 4.4 - Diagrama Simplificado de uma Rede Neuronal. ... 58

Figura 4.5 – Rede neuronal feedforward [75]. ... 59

Figura 4.6 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – parte 2. ... 61

Figura 4.7 – Representação esquemática dos ângulos associados ao movimento do sol e da instalação [32]. ... 63

Figura 4.8 – Elevação solar – linha azul – e factor 1/ – linha vermelha. ... 63

Figura 4.9 – Evolução dos ângulos , e a em três momentos do dia. ... 65

Figura 4.10 – Diagrama explicativo do modelo empregue na dissertação – fase 4. ... 68

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. ... 73

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. ... 73

xv

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. ... 74 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... 76 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. ... 76 Figura 5.6 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ) para os

três dias de Dezembro, na central de Moura. ... 78 Figura 5.7 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os

três dias de Janeiro, na central de Moura. ... 79 Figura 5.8 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Dezembro, na central de Moura. ... 79 Figura 5.9 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Janeiro, na central de Moura. ... 80 Figura 5.10 – Potência prevista (MW) para os três dias do mês de Dezembro, na central de

Moura. ... 80 Figura 5.11 – Potência prevista (MW) para os três dias do mês de Janeiro, na central de

Moura. ... 81 Figura 5.12 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os

três dias de Dezembro, na central de Serpa. ... 81 Figura 5.13 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os

três dias de Dezembro, na central de Serpa. ... 82 Figura 5.14 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Dezembro, na central de Serpa. ... 82 Figura 5.15 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Janeiro, na central de Serpa. ... 83 Figura 5.16 – Potência prevista para os três dias do mês de Dezembro, na central de

Serpa. ... 83 Figura 5.17 – Potência prevista para os três dias do mês de Janeiro, na central de Serpa. .... 84 Figura 5.18 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os

Figura 5.19 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os

três dias de Dezembro, na central do MARL... 85 Figura 5.20 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Dezembro, na central do MARL. ... 85 Figura 5.21 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Dezembro, na central do MARL. ... 86 Figura 5.22 – Potência prevista para os três dias do mês de Dezembro, na central do

MARL. ... 86 Figura 5.23 – Potência prevista para os três dias do mês de Janeiro, na central do MARL. .... 87 Figura 5.24 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os três

dias de Dezembro, na central da Vila do Bispo. ... 87 Figura 5.25 – Desagregação da previsão de irradiância global ( ) nas suas

componentes directa ( ) e difusa ( ), para os

três dias de Dezembro, na central da Vila do Bispo. ... 88 Figura 5.26 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Dezembro, na central de Vila do Bispo. ... 88 Figura 5.27 – Comparação entre a irradiância total prevista para o plano horizontal

( ) e a irradiância total prevista para o plano do painel

( ), para três dias de Janeiro, na central de Vila do Bispo. ... 89 Figura 5.28 – Potência prevista para os três dias do mês de Dezembro, na central em Vila

do Bispo. ... 89 Figura 5.29 – Potência prevista para os três dias do mês de Janeiro, na central em Vila do

Bispo. ... 90 Figura 5.30 – Comparação dos resultados da previsão da potência produzida pelas quatro

centrais, para os três dias de Dezembro. ... 90 Figura 5.31 – Comparação dos resultados da previsão da potência produzida pelas quatro

centrais, para os três dias de Janeiro. ... 91 Figura 5.32 – Comparação dos resultados normalizados da previsão da potência produzida

pelas quatro centrais, para os três dias de Dezembro. ... 92 Figura 5.33 – Comparação dos resultados normalizados da previsão da potência produzida

pelas quatro centrais, para os três dias de Janeiro. ... 92 Figura 5.34 – Comparação dos resultados normalizados da previsão da potência produzida

xvii

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 - Rendimento eléctrico dos tipos de células fotovoltaicas mais utilizadas

(Adaptado de [27]). ... 13

Tabela 2.2 – Softwares utilizados para dimensionar instalações fotovoltaicas. ... 21

Tabela 2.3 – Modelos NWP Globais. ... 22

Tabela 2.4 – Modelos NWP Regionais/Locais. ... 23

Tabela 2.5 – Valores típicos para o albedo de diversas superfícies [43] ... 26

Tabela 2.6 – Rácio (η) para diferentes estados do tempo. ... 33

Tabela 2.7 – Rácio para diferentes condições climatéricas. ... 35

Tabela 3.1 – Níveis de Potência instalado considerados. ... 43

Tabela 3.2 – Potência instalada total das centrais apenas licenciadas ou em construção e potência instalada total das centrais activas. ... 52

Tabela 5.1 – NMAPE médio das NN, para conjunto de teste. ... 74

Tabela 5.2 – NMAPE médio da irradiância total horizontal ( resultante das NN, para conjunto teste. ... 74

Tabela 5.3 – NMAPE médio dos resultados de NN1 e NN2, para os três dias de Dezembro e para os três dias de Janeiro. ... 76

xix

Abreviaturas e Símbolos

Lista de abreviaturas

ALADIN Aire Limitée Adaptation Dynamique Développement InterNational

ANFIS Adaptive Neuro-Fuzzy Inference Scheme

ARMA Autoregressive Moving Average

ARIMA Autoregressive Integrated Moving Average

ARPS Advanced Regional Prediction System

CESAM Centro de Estudo de Céu e Mar CdTe Telureto de Cádmio

CIS Disselenieto de Cobre e Índio CO2 Dióxido de Carbono

CTS Condições de Teste Standard

CC Corrente Continua

DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia

DIN Deutsches Institut für Normung

ECMWF European Center for Midrange Weather Forecast

ECS Sistema Condensador de Energia

EPIA European Photovoltaic Industry Association

FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

FV Fotovoltaica

GEE Gases de Efeito de Estufa

GEM Global Environment Multiscale Model

GEM-LAM Global Environmental Multiscale Limites Area Model

GFS Global Forecast System

GMT Greenwich Mean Time

GME Global Weather Forecast Model

IGCM Intermediate General Circulation Model

IDW Inverse Distance Weighted

MARL Mercado Abastecedor da Região de Lisboa

MLP MultiLayer Perceptron

MM5 Fifth Generation Penn State / NCAR Mesoscale Model MM5

UE União Europeia

Lista de símbolos

Amódulo Área do módulo

CA CS Coeficientes usados no dimensionamento de sistemas FV isolados

CU Capacidade útil

dn Dia do ano

ET Constante de ajuste relacionada com a velocidade de translação da Terra em torno do sol

Radiação solar incidente num instante t hg Irradiância global horária

hb Irradiância directa horária hd Irradiância difusa horária ht Irradiância total horária

hg_hor Irradiância global horária no plano horizontal

hb_hor Irradiância directa horária no plano horizontal

hd_hor Irradiância difusa horária no plano horizontal

hb_inc Irradiância directa horária no plano do painel

ht_inc Irradiância total horária no plano do painel

hg_hor_TUL Dados históricos de irradiância global horária no plano horizontal para

Oklahoma

hb_hor_TUL Dados históricos de irradiância directa horária no plano horizontal para

Oklahoma

hd_hor_TUL Dados históricos de irradiância difusa horária no plano horizontal para

Oklahoma

hg_hor_TUL_OUTPUT Irradiância global horária no plano horizontal para Oklahoma resultante da

soma das saídas das redes neuronais um e dois

hb_hor_TUL_OUTPUT Irradiância directa horária no plano horizontal para Oklahoma resultante da

saída da rede neuronal um

hd_hor_TUL_OUTPUT Dados históricos de irradiância difusa horária no plano horizontal para Oklahoma resultante da saída da rede neuronal dois

hg_hor_prev Dados de previsão de irradiância global horária no plano horizontal fornecidos

pela SmartWatt

xxi

hb_hor_ prev:OUTPUT Previsão de irradiância directa horária no plano horizontal resultante da rede

neuronal um

hd_hor_prev_OUTPUT Previsão de irradiância difusa horária no plano horizontal resultante da rede neuronal dois

ht_hor_prev Previsão de Irradiância total horária para o plano horizontal resultante da

soma das saídas das redes neuronais um e dois

hsolar Hora solar

hGMT Hora Greenwich Mean Time Hb Radiação directa diária Hd Radiação difusa diária Ht Radiação total diária

H0 Radiação extraterrestre média diária Índice de claridade médio anual

NOCT Temperatura de operação nominal da célula

Pprev Previsão de potência

Rb Coeficiente de correcção da radiação directa TC Temperatura da célula

Vmp Tensão no ponto de potência máxima Declinação solar

ηFV Eficiência do módulo fotovoltaico ηMPPT Eficiência total do sistema inversor ρ Reflectividade do solo, albedo

φ Latitude

Ângulo solar

Ângulo de saída do Sol

ε0 Factor correcção de excentricidade

θz Ângulo zenital

θtilt Ângulo de incidência solar sobre plano inclinado γt Inclinação adoptada para o painel

Azimute solar Azimute painel

Ângulo de elevação solar

x Valor na escala real da variável em estudo numa rede neuronal x’ Valor estandardizado da variável em estudo numa rede neuronal

Capítulo 1

Introdução

Esta dissertação de mestrado foi realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores, na Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto (FEUP).

Neste capítulo será apresentado a temática da dissertação, de forma a enquadrar a importância da dissertação no panorama energético actual, assim como a motivação e os objectivos associados à sua elaboração. No final do capítulo apresenta-se uma descrição breve da estrutura adoptada para a dissertação.

1.1 - Enquadramento

Ao longo da história, as necessidades energéticas das sociedades têm vindo a aumentar, particularmente após a Revolução Industrial. O aumento verificado no consumo de energia tem sido satisfeito pela utilização do carvão, do petróleo e, mais recentemente, do gás natural [1].

Embora se reconheça o papel dos combustíveis fósseis como recursos essenciais para as necessidades presentes da economia e da segurança energética, estes implicam também elevados impactos ambientais a nível local e global, sobretudo no que respeita a emissões de gases com efeito de estufa (GEE) [2].

Na sequência da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Alterações Climáticas de 1992, a comunidade internacional adoptou, em 11 de Dezembro de 1997, o Protocolo de Quioto. Nos termos desse protocolo, a Comunidade Europeia e os seus Estados membros estabeleceram uma meta de redução global de 8% das emissões de GEE, sendo definidas, ao abrigo do compromisso comunitário de partilha de responsabilidades, metas diferenciadas para cada um dos Estados membros. Neste âmbito, Portugal obrigou-se a limitar o aumento das suas emissões a 27% relativamente aos valores de 1990 [3].

Recentemente, o Parlamento Europeu aprovou o pacote clima-energia. O objectivo da nova legislação é que a União Europeia reduza em 20% (ou em 30%, se for possível chegar a um acordo internacional) as emissões de GEE, eleve para 20% a quota-parte das energias renováveis no consumo de energia e aumente em 20% a eficiência energética até 2020. O

2 Introdução

pacote fixa também uma meta de 10% de energias renováveis no sector dos transportes até essa data [4].

Tendo em conta o actual ritmo de exploração, prevê-se que as reservas de petróleo conhecidas estejam esgotadas, na sua maioria, até ao ano de 2050. O horizonte temporal do gás natural é um pouco mais alargado e a utilização em larga escala do carvão, cujas reservas são de alguns séculos, é a mais gravosa em termos ambientais [1].

Dessa forma, a solução para a crise energética tem que ser suportada com utilização em grande escala das energias renováveis, preservando as reservas de petróleo ainda existentes [5].

A aposta nas energias renováveis implica uma grande exigência uma vez que, se por um lado, se torna necessário controlar tecnologias que ainda não estão totalmente estabilizadas por outro, é necessário estabelecer um justo equilíbrio entre os incentivos dados aos produtores e a manutenção de tarifas competitivas, o que requer gerir de uma forma dinâmica a oferta de energia e os custos gerais do sistema [6].

As tecnologias associadas às energias renováveis têm recebido uma grande atenção por parte dos governos, indústria e consumidores, reflectindo a crescente consciencialização dos benefícios sociais, económicos e ambientais, que estas oferecem [7].

Após a explosão do investimento na energia eólica, tem-se verificado um crescente interesse na energia solar fotovoltaica (FV). Analisando a Figura 1.1 é possível verificar a potência instalada dos aproveitamentos fotovoltaicos, a nível mundial, até ao ano 2008.

Figura 1.1 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8].

No final de 2008, a capacidade FV acumulada, a nível mundial, era próxima de 15 GW. A Europa abarca cerca de 65% desse valor (9 GW), Japão 15% (2.1 GW) e os Estados Unidos 8% (1.2 GW) [8].

Na Figura 1.2 é feita uma desagregação da produção FV por regiões e é facilmente observável o peso da Espanha e da Alemanha na produção fotovoltaica a nível mundial, nos últimos anos.

Enquadramento 3

Figura 1.2 - Capacidade FV acumulada instalada, por região, a partir do ano de 1998 até 2008 [8].

Como se pode verificar pela análise dos últimos dois gráficos, a UE é a principal força no mercado fotovoltaico mundial. Para além de ser a maior produtora de energia FV, representa também cerca de 80% da potência instalada [9].

Os sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em dois grandes grupos, os sistemas ligados à rede e os sistemas autónomos. Nos sistemas autónomos, o aproveitamento da energia solar precisa de ser ajustado à procura energética, uma vez que a energia produzida não corresponde, na maior parte das vezes, à procura pontual de energia de um consumidor concreto. Deste modo, torna-se obrigatório considerar sistemas de armazenamento (baterias) e meios de apoio complementares de produção de energia (sistemas híbridos) [10].

O crescimento acumulado na capacidade dos módulos fotovoltaicos, desde 1992, nas duas principais aplicações destes módulos, ligado à rede ou isolados, é ilustrado na Figura 1.3 [11].

Figura 1.3 - Potência FV instalada acumulada (Adaptado de [11]).

Conforme se deduz da leitura da Figura 1.3, o crescimento das instalações ligadas à rede tem sido exponencial.

Este crescimento tenderá a acentuar-se nos próximos anos, uma vez que o potencial de construção de sistemas solares fotovoltaicos em várias áreas do planeta, como as

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Pro duçã o (MW) Ano Alemanhã Resto da Europa Resto do Mundo Japão EUA Espanha 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Po tên cia In sta lad a (MW) Ano Ligado à rede Isolados

4 Introdução

representadas pelas áreas a preto assinaladas no mapa-mundo da Figura 1.4, permitiria produzir mais energia do que o total das necessidades mundiais de energia primária (supondo uma eficiência da conversão de 8%). Dessa forma, toda a energia consumida actualmente, incluindo calor, electricidade, combustíveis fósseis, etc., seria produzida sob a forma de electricidade através de células solares [12].

Figura 1.4 – Mapa Mundial com irradiância solar média durante três anos (1991 a 1993 - 24 horas por

dia), tendo em conta a nebulosidade (obtida a partir de satélites meteorológicos) [11].

Em Março de 2009, no evento “Semana da Energia Sustentável”, realizado em Bruxelas, a Comissão Europeia apresentou o Plano Estratégico Europeu Tecnológico para as Energias Renováveis. Neste plano, a energia solar desempenha um papel estratégico, na medida em que, segundo os objectivos definidos no mesmo, terá de garantir 15% dos consumos de electricidade dos países da UE até 2020 (12% pela produção FV de electricidade e 3% através de sistemas solares térmicos) [13].

Para apoiar os Estados-Membros na realização destes objectivos, a Comissão Europeia está a impulsionar parcerias público/privadas de forma a mais rapidamente implementar e colocar no terreno as tecnologias que utilizam a energia solar. A construção de grandes centrais solares, a integração urbana (“cidades solares”) e a electrificação rural no interior de cada país, assim como as interligações entre os países membros, contribuirão para acelerar o processo de implantação [13].

Enquadramento 5

Figura 1.5 - Mapa do potencial fotovoltaico na Europa [14].

Como é possível verificar os países situados no sul da Europa apresentam os índices de potencial mais elevados, o que aconselharia a um forte investimento neste tipo de sistemas. Neste contexto de maior ou menor potencial fotovoltaico, importa salientar a Alemanha no que diz respeito à relação entre o potencial que apresenta e o investimento feito.

No final de 2006, quase 88% de todas as instalações solares fotovoltaicas da UE ligadas à rede situavam-se na Alemanha [15]. Este país apresentou, entre 2006 e 2007, o mais rápido crescimento do mercado fotovoltaico do mundo. Em 2008, apresentava aproximadamente 5,337 MWp de potência FV instalada, o que correspondia a cerca de 35% da capacidade FV mundial [16]. A indústria FV alemã cria mais de 10.000 postos de trabalho na produção, distribuição e instalação [15]. Assim, mesmo não apresentando um potencial elevado, o forte investimento feito na Alemanha na tecnologia solar FV trouxe benefícios em termos sociais, económicos e ambientais.

Na Figura 1.6, é possível verificar que no final de 2008, a Alemanha representava uma grande parte da potência FV acumulada instalada na Europa, imediatamente seguida pela Espanha.

6 Introdução

Figura 1.6 - Potência FV acumulada instalada nos países da UE no final de 2008 (laranja - MWp).

Potência FV instalada nos países da UE durante 2008 (verde – MWp) [9].

No resto do mundo, é de realçar três grandes forças no âmbito da energia solar FV: os Estados Unidos da América, a Coreia do Sul e o Japão.

Relativamente ao futuro é de prever que, nos próximos anos, os sistemas fotovoltaicos tenham uma implementação progressiva no Mundo, uma vez que o crescimento da população e o uso cada vez mais intensivo de equipamentos de todo o tipo têm aumentado os consumos energéticos.

Procura-se atingir um sistema de produção de energia global sustentável que não coloque em causa o planeta, mas garanta as necessidades da humanidade. Os sistemas fotovoltaicos possuem argumentos muito fortes e são considerados essenciais para alcançar esse objectivo. A redução do preço e o aumento da eficiência dos painéis fotovoltaicos são bons indicadores disso, revelando o grande investimento que se tem efectuado no sector.

Numa perspectiva a curto/médio prazo, segundo o relatório de previsões até 2013 da EPIA, é esperado que a Alemanha se mantenha como o maior mercado fotovoltaico na Europa, com papeis cada vez mais importantes da França e Itália. Se forem levantadas as restrições rígidas impostas pelo governo espanhol que limitam o mercado fotovoltaico anual, entre 2009 e 2011, a 500 MW, a EPIA prevê que estes quatro países representem mais de 75% do mercado europeu até 2013 [8].

Numa perspectiva a longo prazo, a evolução prevista para os diversos tipos de aplicação dos sistemas fotovoltaicos até 2030 é representada na Figura 1.7.

Importância da Previsão 7

Figura 1.7 - Previsão da evolução das aplicações fotovoltaicas até 2030 (Adaptado de [17]). Pode constatar-se que as instalações associadas a consumidores particulares apresentam tendência para desaparecer, mas, no entanto, as aplicações de sistemas isolados, quer no plano industrial, quer no plano rural vão aumentar, nomeadamente nos países subdesenvolvidos. Os sistemas ligados à rede tenderão a perder uma fracção do seu domínio no mercado de aproximadamente 25%, até 2030.

A longo prazo prevê-se que a energia solar FV contribua cada vez mais para a produção de energia com o objectivo de satisfazer os consumos totais energéticos [18].

A Europa será responsável por um número elevado de exportações de equipamentos fotovoltaicos para o resto do mundo. Este crescimento previsto na UE permitirá criar entre 200 a 400 mil postos de trabalho, muitos deles ligados à instalação [19].

Após 2030, prevê-se um contínuo aumento da eficiência dos painéis até se atingir um desempenho na conversão de energia na ordem dos 30-50%, que permitirá um uso muito eficiente das áreas disponíveis. As previsões apontam para que, praticamente, todos os novos edifícios estarão equipados com um sistema fotovoltaico e que muitos deles sejam produtores conectados à rede eléctrica [19].

Quanto a Portugal, num cenário mais realista, elaborado para a próxima década, espera-se que a microgeração tenha o peso de dez por cento no mercado português. O principal benefício será a redução de perdas na rede eléctrica, O estudo sobre o impacto da microgeração na rede eléctrica [20], revela que é possível evitar anualmente a perda de 3437 GWh, o equivalente a 370 toneladas de CO2 evitadas e a uma poupança de 22 milhões de euros.

A muito longo prazo, existem previsões que estimam que por volta do ano 2050, numa escala global, será produzida cerca de 30.000 TWh de electricidade, anualmente, com origem em sistemas fotovoltaicos [21].

1.2 - Importância da Previsão

Nesta primeira década do século XXI, e como comprovado na secção anterior, a energia solar FV é aquela que mais tem crescido, em termos relativos [22].

O aumento da intensidade de utilização da energia solar, recurso endógeno com elevado grau de volatilidade e variabilidade [23], obriga ao desenvolvimento de técnicas de previsão

0,00% 20,00% 40,00% 60,00% 80,00% 100,00% 2006 2010 2020 2030 Perc enta gem da E vo lu çã o do s T ipo s A pli ca çõ es Ano Consumidores particulares Isolados, aplicações Indústriais Isolados, aplicações Rurais Ligados à rede

8 Introdução

da potência solar FV, de forma a constituir a chave de sucesso para a sua cada vez maior integração na rede eléctrica. É fundamental o contínuo desenvolvimento de sistemas técnicos de previsão, tendo em conta o seu papel fundamental em diversos pontos:

Garantir a segurança de abastecimento;

Ajudar a resolver problemas de gestão de congestionamento; Gerir o despacho económico e pré-despacho;

Planear reserva secundária e reserva terciária; Planear a gestão do armazenamento de energia; Planear os trânsitos nas interligações;

Operar nos mercados de electricidade [24].

É essencial que os resultados obtidos com estes sistemas apresentem elevado grau de fiabilidade, pois só assim se pode minimizar os problemas de injecção de potência solar FV na rede. Dependendo do horizonte temporal, os sistemas de previsão podem auxiliar no despacho do sistema electroprodutor ou apoiar nas decisões de expansão da rede eléctrica [23].

Os sistemas de previsão são, também, caracterizados pelo seu horizonte temporal, que corresponde ao período para o qual o sistema fornece valores de previsão. Não existe um consenso relativamente à definição destes intervalos (difere com o autor que os define) e depende do tipo de fonte renovável.

Já existem modelos de previsão de produção para algumas tecnologias, tais como a energia hídrica e a energia eólica.

Relativamente à previsão de energia hídrica, esta é caracterizada pela fulcral importância dada ao planeamento e estratégia de operação. Consiste em conhecer-se antecipadamente o planeamento de produção, de forma a realizar a previsão de afluências [25].

Quanto à previsão de energia eólica, existem diversos modelos de previsão que necessitam de valores de previsão de variáveis meteorológicas, como por exemplo a velocidade e direcção do vento. A principal diferença entre os modelos reside na forma como estas variáveis são transformadas em valores de potência. Apresentam-se, assim, dois grandes grupos de sistemas de previsão de potência eólica, Modelos Físicos e Modelos Estatísticos. Os Modelos Físicos utilizam as curvas de potência dos aerogeradores para fornecer valores de potência prevista. Os Modelos Estatísticos relacionam os valores históricos com as previsões das variáveis meteorológicas [25].

A previsão de produção FV pode assim constituir-se como uma ferramenta útil em diversas situações, tais como para participação em mercados de electricidade, gestão do sistema, auxílio no planeamento de operação (congestionamento, Unit Commitment e despachos), bem como, para auxílio na gestão de operação e manutenção nas próprias instalações solares fotovoltaicas.

Para sistemas fotovoltaicos definimos os seguintes períodos de previsão: Muito Curto Prazo – Horizonte temporal de menos de 60 minutos; Curto Prazo – Horizonte temporal até uma semana;

Para além da previsão, existem modelos de avaliação de recurso, com análise de séries anuais.

Motivação e Objectivos 9

A base para a previsão das fontes renováveis descritas são as previsões meteorológicas de velocidades de vento, pluviosidade, temperatura e radiação.

Para concluir, a essência desta dissertação justifica-se, na medida em que, a previsão é aplicada numa grande variedade de situações, nomeadamente, na resolução de problemas associados à intermitência de recurso renovável e à sua crescente integração.

1.3 - Motivação e Objectivos

Quando se aborda a temática energias renováveis, associa-se imediatamente a fontes intermitentes e variáveis que não se conseguem controlar e despachar. Com a grande penetração de energia eólica, este aspecto tem-se revelado fulcral, tendo-se assistido nos últimos anos a um desenvolvimento de ferramentas de previsão a curto prazo. Actualmente assistimos também a um desenvolvimento importante da produção solar FV. A produção solar FV é aparentemente mais fácil de prever, no entanto, as ferramentas de previsão existentes são baseadas em metodologias de simulação de produção.

O fotovoltaico é considerado o símbolo tecnológico de futuro para o sistema de abastecimento de energia sustentável em diversos países [21].

A motivação associada à elaboração desta dissertação assenta na necessidade actual de desenvolver ferramentas de previsão de produção de energia solar FV, a curto prazo, baseada em previsões meteorológicas de irradiância global horizontal e temperatura.

A obtenção de resultados fiáveis através destas ferramentas permitirá uma implementação mais robusta e eficaz das centrais fotovoltaicas no planeamento de pré-despacho e pré-despacho dos sistemas eléctricos de energia, assim como possibilitará um tratamento mais eficaz de situações de congestionamentos e de necessidades de manutenção dos respectivos parques.

Os objectivos definidos para a dissertação são:

Identificar os tipos de metodologias existentes actualmente para prever a produção de centrais fotovoltaicas, assim como identificar os pressupostos e as variáveis de cada uma destas metodologias e o seu enquadramento aplicacional. Caracterizar a situação actual da produção solar FV em Portugal, identificando locais, potência instalada, características das centrais.

Desenvolver ferramentas de previsão de irradiância directa e difusa a partir de previsões de irradiância global horizontal, para curto prazo.

Analisar e comparar os resultados obtidos na desagregação da irradiância global horizontal nas suas componentes directa e difusa com os dados de irradiância global, directa e difusa que foram disponibilizados.

Desenvolver ferramentas de simulação e previsão de produção para centrais fotovoltaicas a partir das previsões de irradiância obtidas e de previsões meteorológicas, para curto prazo.

Aplicar o processo desenvolvido às centrais fotovoltaicas cujos dados de irradiância e temperatura e características das mesmas foram disponibilizados. Analisar os resultados de previsão de produção calculada a partir das séries de irradiância directa e difusa.

10 Introdução

1.4 - Estrutura da Dissertação

No capítulo 2, é feita uma análise e descrição de modelos existentes de previsão de produção de energia para sistemas fotovoltaicos isolados ou ligados à rede. São também apresentados factores que condicionam a produção de energia FV de uma central.

No capítulo 3, é feita a caracterização da situação FV em Portugal. Inicialmente é apresentado o potencial da radiação solar de Portugal, tendo em conta dados obtidos em anos médios. Após contactos estabelecidos com as diferentes entidades responsáveis pelas instalações fotovoltaicas em Portugal foi possível apresentar a evolução, desde 2006 até à actualidade, da potência instalada, tipos de materiais utilizados nos painéis, sistemas mecânicos de seguimento e potência instalada por distrito. Desta forma, no final deste capítulo será possível perceber com clareza o panorama do fotovoltaico em Portugal.

No capítulo 4, apresenta-se a metodologia utilizada para se atingir os objectivos propostos para a dissertação. Com esta metodologia pretende-se desagregar a irradiância global em directa e difusa, componentes necessárias para posterior estimativa de produção em centrais com diferentes características de seguimento.

No capítulo 5, são apresentados os resultados obtidos com este trabalho. Aplicou-se a metodologia a quatro centrais fotovoltaicas e foi feita uma análise, passo a passo, dos resultados obtidos com a mesma.

No capítulo 6, apresentam-se as conclusões obtidas com o trabalho. Procurar-se-à fazer uma análise crítica dos resultados obtidos, encontrando possíveis erros e pontos de melhoramento, bem como apresentar-se algumas perspectivas para trabalhos futuros.

1.5 - Dados Utilizados na Dissertação

Ao longo da dissertação foram utilizados um conjunto de dados essenciais, a saber: Dados sobre as centrais solares fotovoltaicas existentes em Portugal (fornecidas pelas entidades responsáveis pelas centrais): a localização das centrais, características das mesmas, datasheets dos painéis e dos inversores utilizados, existência ou não de sistemas mecânicos de seguimento, etc.

Dados históricos de irradiância global horizontal, directa e difusa para a Tulsa, Oklahoma, Estados Unidos da América para o ano de 2009.

Dados de previsões meteorológicas para os locais onde estão instaladas as centrais: irradiância global horizontal e temperatura (fornecidas pelo Professor Alfredo Rocha da Universidade de Aveiro e Investigador do Centro de Estudo de Céu e Mar (CESAM), por intermédio da Empresa SmartWatt). Os valores de previsão da irradiância global sobre superfície horizontal e temperatura ambiente foram fornecidos sob a forma de séries temporais, em intervalos de 15 minutos para todas as horas do dia, relativamente aos meses de Dezembro de 2009 e Janeiro de 2010. O modelo utilizado efectua previsões quatro vezes por dia para um horizonte temporal máximo de 72 horas (três dias).

Capítulo 2

Estado da Arte

2.1- Introdução

Neste capítulo são apresentados diversos aspectos associados aos sistemas fotovoltaicos, assim como, diversos modelos existentes associados à energia solar. Inicialmente, é feita uma descrição sumária dos sistemas fotovoltaicos, no qual o maior relevo é dado aos factores que condicionam a produção FV. Seguidamente, são apresentados diversos modelos através dos quais é feito a previsão de radiação solar em relação a um determinado local. Por fim são descritos alguns dos modelos de simulação e de previsão de produção existentes.

Com esta caracterização do estado de arte será possível compreender melhor a contribuição das metodologias apresentadas nesta dissertação.

2.2- Sistemas Fotovoltaicos

As células, os módulos e os sistemas fotovoltaicos tiveram grande desenvolvimento nos últimos 25 anos do século XX, tendo-se verificado melhorias significativas na performance e redução dos custos por unidade de área. A variedade das tecnologias das células e dos módulos fotovoltaicos disponíveis comercialmente ou em desenvolvimento expandiu-se grandemente [21].

Actualmente, a energia solar FV é uma das alternativas mais credíveis na produção de energia eléctrica, no âmbito das energias renováveis.

A tecnologia solar FV é considerada uma das opções mais adequada para a electrificação das populações em localizações remotas [26] e do ponto de vista da engenharia, a modularidade é talvez a característica mais atractiva desta tecnologia. Esta permite que sejam projectadas instalações de produção de electricidade desde alguns W até valores de muitos MW, de forma a satisfazer e ir de encontro às necessidades específicas, possibilidade que é conseguida seguindo regras básicas de engenharia eléctrica. Esta propriedade associada com o facto de a tecnologia estar preparada e dimensionada para funcionamento autónomo, assim como outras características como pesos leves dos sistemas, reduzidas necessidades de manutenção e tempo de vida longos das tecnologias, levou as pessoas a considerar os sistemas baseados em energia FV como uma opção atractiva [21].

12 Estado da Arte

2.2.1 Classificação e caracterização

As instalações solares fotovoltaicas podem ser divididas em dois grandes grupos. No primeiro incluem-se os clientes com contrato de fornecimento de energia eléctrica em baixa tensão e unidades de microprodução de electricidade monofásica em baixa tensão com uma potência de ligação de até 5,75 kW, instalada no local de consumo. O Decreto-Lei nº. 363/2007 define este grupo como microgeração. Dentro deste grupo temos dois regimes remuneratórios, o bonificado até 3,68 kW e o geral para as restantes unidades de microgeração. O segundo grupo inclui as restantes instalações, consideradas grandes centrais solares fotovoltaicas. O critério de inclusão num dos dois grupos é a potência instalada.

Os sistemas fotovoltaicos implementados podem, globalmente, apresentar diferentes configurações consoante o objectivo a que se destinam e os orçamentos disponíveis. Os seus principais elementos são as baterias, inversores e painéis fotovoltaicos, mas podendo também apresentar diferentes tipos de sistemas mecânicos de seguimento e reguladores de carga.

2.2.2 - Factores que Influenciam a Produção de Energia Solar Fotovoltaica

2.2.2.1. Características das Células Solares Fotovoltaicas

A funcionalidade de uma célula solar consiste em converter directamente a energia solar em electricidade. O processo de conversão mais comum é realizado através do efeito fotovoltaico [27].

A escolha do tipo de células solares vai influenciar a capacidade de produção dos parques solares fotovoltaicos. Apresenta-se de seguida os três principais tipos de células solares:

As células monocristalinas de Silício (Si-m) constituem a primeira geração. O seu rendimento eléctrico é relativamente elevado, mas as técnicas utilizadas na sua produção são complexas e dispendiosas. Por outro lado, é necessária uma grande quantidade de energia no seu fabrico, devido à exigência de utilização de materiais em estado muito puro e com uma estrutura cristalina perfeita [27].

As células policristalinas de Silício (Si-p) têm um custo de produção inferior uma vez que necessitam de menos energia para o seu fabrico, mas no entanto apresentam um rendimento eléctrico inferior. Esta diminuição de rendimento é causada pela imperfeição do cristal, devido ao sistema de fabrico [27].

As células de silício amorfo (Si-a) apresentam um custo de produção mais reduzido, mas em contrapartida o seu rendimento eléctrico é também o menor. As células de silício amorfo são películas muito finas, o que permite a sua utilização como material de construção, tirando ainda proveito energético [27].

Na Tabela 2.1, são apresentados os valores típicos para o rendimento eléctrico dos diversos tipos de células fotovoltaicas, rendimento este que vai condicionar a produção da central.

Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 13

Tabela 2.1 - Rendimento eléctrico dos tipos de células fotovoltaicas mais utilizadas

(Adaptado de [27]).

Rendimento típico [%]

Máximo registado em aplicações [%]

Rendimento máximo registado em laboratório [%]

Si-m 12-15 22.7 24.0

Si-p 11-14 15.3 18.6

Si-a 6-7 10.2 12.7

Existem ainda outros tipos de células que se tem vindo a desenvolver nos últimos anos:

Células de Telureto de Cádmio (CdTe). Estas constituem o concorrente mais recente do Si-m, Si-p e Si-a no mercado fotovoltaico para geração de potência, também na forma de filmes finos. O recorde de eficiência de células individuais de pequenas áreas em laboratório situa-se na ordem dos 18%, enquanto, os painéis solares encontrados no mercado internacional apresentam eficiência entre 7% e 9% [28].

Células de Disselenieto de Cobre e Índio (CIS). Estas serão, num futuro próximo, outro sério concorrente no mercado fotovoltaico, uma vez que possuem potencial para atingir eficiências relativamente elevadas. Actualmente, as células CIS de pequenas áreas, produzidas em laboratório, apresentam eficiências em torno dos 19,9%. Painéis com grandes áreas (actualmente em escala piloto com aproximadamente 0,38 m2₎ devem estar disponíveis no mercado dentro em breve, com eficiências de 9-10% [28].

A potência máxima de uma única célula FV não excede 2 W, aproximadamente, o que é manifestamente insuficiente para a maioria das aplicações. Desta forma, as células fotovoltaicas são agrupadas em série e/ou em paralelo formando módulos ou painéis [29].

A organização das células nos módulos pode ser feito conectando-as em série ou em paralelo. Ao conectar as células em paralelo, a corrente total do módulo é dada pela soma das correntes de cada célula e a tensão do módulo é igual à tensão da célula. A conexão mais comum de células fotovoltaicas em módulos é o arranjo em série. Este consiste em agrupar o maior número de células em série onde se soma a tensão de cada célula chegando ao valor final de tensão pretendido [30].

Os módulos fotovoltaicos constituídos através de ligações em série e em paralelo, apresentam uma maior unidade do ponto de vista eléctrico e mecânico. De forma a minimizar as perdas de potência no sistema, só se deverá utilizar módulos do mesmo tipo [10].

No caso de se tratar de grandes instalações, os módulos ou painéis fotovoltaicos podem ser agrupados em série e/ou paralelo de modo a obter os valores de tensão pretendidos.

Ao contrário de outras tecnologias, os sistemas fotovoltaicos raramente operam em condições nominais de funcionamento. O funcionamento nominal apenas ocorre nas condições de referência (CTS) [10].

Os principais factores que influenciam as características eléctricas de um painel são a radiação incidente e a temperatura das células [30].

14 Estado da Arte

2.2.2.2. Efeito da Radiação

De uma forma geral pode afirmar-se que a corrente produzida nos módulos aumenta de forma linear com o aumento da Intensidade luminosa [30]. Assim, quando a irradiância desce para metade, a electricidade produzida reduz-se também para metade [10].

No entanto, o valor da tensão permanece relativamente constante com as variações da radiação solar. Na Figura 1.1, pode constatar-se que para um módulo standard de 50 Wp, a alteração máxima da tensão MPPT produzida pelas variações da irradiância é de aproximadamente 4 V. Porém, dado que a maioria dos sistemas fotovoltaicos possuem vários módulos fotovoltaicos ligados em série, a tensão MPPT poderá variar dentro de um intervalo de 40 V, devido às variações da radiação. Para níveis baixos de radiação (apenas alguns W/m2_{) a tensão cairá. Os inversores passam então a operar ao nível da tensão} correspondente, isto é, o ponto operacional do inversor para irradiâncias baixas deixa de ser o MPPT [10].

Figura 2.1 - Curvas I-U do módulo para diferentes irradiâncias, a uma temperatura constante (adaptado

de [10]).

Conclui-se assim, que a variação da irradiância incidente é um dos principais factores que condicionam a produção FV de uma instalação.

2.2.2.3. Efeito da temperatura

O aumento da temperatura na célula faz com que a eficiência do módulo caia, baixando assim os pontos de operação para a potência máxima gerada [30].

A tensão do módulo é sobretudo afectada pela temperatura da célula. O desvio da tensão para o módulo em análise, sob condições CTS, pode elevar-se a -8 V no Verão e a +10 V no Inverno. As variações da tensão do módulo estabelecem a tensão do sistema e, consequentemente, têm uma forte influência na concepção do sistema fotovoltaico. No Inverno, quando temos vários módulos ligados em série, esta condição poderá causar um nível de aumento da tensão, podendo ser superior a 100 V, o que leve a que seja ultrapassada a

Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 15

potência útil do módulo fotovoltaico para altas temperaturas pode elevar-se a 35%, em comparação com as condições de referência, como se pode verificar na Figura 2.3. De forma a minimizar esta perda de potência, os módulos fotovoltaicos devem poder dissipar este excesso de calor para o exterior, recorrendo a ventilação suficiente. Note-se que, as variações de temperatura não têm um efeito significativo na corrente, verificando-se apenas um ligeiro aumento com o aumento da temperatura [10].

Figura 2.2 - Curvas I-U do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de

1000 W/m2 _{(adaptado de [10]).}

Figura 2.3 - Potência do módulo para diferentes temperaturas e para uma irradiância constante de 1000

W/m2 _{(adaptado de [10]).}

2.2.2.4. Efeito da Velocidade do Vento

Numa primeira fase de dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos, é necessário proceder-se ao estudo de dados históricos de velocidade do vento, relativamente ao local onde se pretende instalar a central, tendo em conta os esforços que estes exercem

16 Estado da Arte

relativamente às instalações. Só assim é possível dimensionar de forma correcta as instalações.

Relativamente à influência da velocidade do vento na produção FV, esta reflecte-se no cálculo da temperatura da célula. Este parâmetro influência posteriormente a potência produzida pela instalação, na medida em que faz o ajuste do rendimento ou da potência do painel, em cada instante.

Existem diversas formulações para calcular a temperatura da célula, apresentando-se em seguida duas das formulações existentes. A opção por uma delas está dependente, em vários casos dos dados disponíveis.

(2.1)

Onde:

é a temperatura da célula, (K); é a temperatura ambiente, (K); é o coeficiente de absorção da radiação; é a irradiância incidente, (W/m2_); corresponde à tensão na célula, (V); corresponde à corrente na célula, (A);

é superfície de cada célula onde incide a radiação, (m2_); é a velocidade do vento, (m/s)

são as componentes fixa (WK-1_m-2_{) e variável (JK}-1_m-3_{) do factor de perdas} térmicas do colector, respectivamente.

(2.2)

Onde:

irradiância total plano do painel, (W/m2_);

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);

2.2.2.5. Efeito da Inclinação e Orientação dos Módulos Solares

A orientação definida para a instalação solar tem por consequência diferentes níveis de radiação. Para instalações fixas, situadas no hemisfério norte, a orientação que maximiza a quantidade de radiação aproveitável coincide com o Sul geográfico. Para instalações no hemisfério sul, a orientação que maximiza a quantidade de radiação aproveitável coincide

Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 17

com o Norte geográfico. Desvios para Leste traduzem-se num avanço à captação e desvios para Oeste num atraso à captação (1 hora por cada 15º) [31].

Figura 2.4 – Variação da disposição da instalação solar e diferenças na captação [31]

A quantidade de radiação solar captada numa superfície é maximizada quando esta se encontra posicionada perpendicularmente à radiação. Este facto deve-se à variação angular da absorção (α) e à reflexão (ρ), assim como ao percurso realizado pela radiação na atmosfera, Figura 2.5 [31].

Figura 2.5 – Influência do percurso realizado na atmosfera pela radiação [31].

A inclinação dos painéis solares deverá optimizar a captação de radiação solar, tendo em conta a variação da elevação e do azimute solar ao longo do ano, como se pode ver pela Figura 2.6.

18 Estado da Arte

Figura 2.6 – Inclinação tendo em conta a altura do ano (adaptado de [31]).

O ângulo de inclinação óptimo para os painéis é um valor próximo da latitude do local da instalação [31].

Em Portugal, a orientação óptima de uma instalação é a direcção Sul, com um ângulo de 35º (β=35º) de inclinação. Neste caso, o nível de radiação é, aproximadamente, 15% maior do que a captada numa instalação com inclinação de 0º (β=0º) [10].

A implementação de instalações solares em telhados inclinados, com orientações diferentes à da posição óptima, traduz-se numa menor produção de energia devido à redução da radiação. Uma orientação para Sudoeste ou Sudeste dos telhados ou uma inclinação entre 20º e 50º implica uma redução máxima da energia produzida de dez por cento. Os telhados cuja orientação varie ainda mais da posição óptima podem também ser explorados, no entanto, nesta situação a menor radiação deverá ser equacionada [10].

A utilização das fachadas para a integração de tecnologias solares (β =90°) implica uma menor produção de energia, devido à redução significativa da radiação [10].

2.2.2.6. Efeito do Uso de Sistemas Mecânicos de Seguimento

O uso de sistemas mecânicos de seguimento para seguir a posição do Sol traduz-se num aumento de energia produzida [32].

Nos dias de maior radiação, com grande componente de radiação directa, podem obter-se ganhos elevados de radiação. Mediante a latitude do local em estudo, para dias claros, estes ganhos podem atingir 50 % no Verão e 300 % no Inverno, quando comparados com sistemas fotovoltaicos implementados na horizontal. A utilização de sistemas mecânicos de seguimento apresenta os maiores ganhos na produção de energia no Verão, uma vez que, os ganhos absolutos no Verão são muito maiores do que no Inverno mas também a proporção de dias nublados é significativamente maior no Inverno do que no Verão [32].

Temos dois grupos de sistemas mecânicos de seguimento, os de dois eixos e os de um eixo. Os mecanismos com dois eixos colocam a superfície de captação na posição ideal relativamente ao Sol. No entanto, estes são muito mais complexos do ponto de vista técnico do que os sistemas de um eixo. As instalações com sistemas de um eixo podem apresentar

Software de Dimensionamento de Sistemas Fotovoltaicos 19

seguimento com um eixo na vertical (ou azimutal), cujo movimento segue o azimute solar; sistema de seguimento com um eixo na horizontal, seguindo a movimentação horária, diária, mensal ou anual do sol, em função da elevação solar [32].

Na Europa Central, os sistemas fotovoltaicos com seguimento de dois eixos, podem obter aumentos de produção na ordem dos 30%. Nos dispositivos de um eixo, este ganho situa-se nos 20%. Em localizações de maior radiação, o aumento de energia produzida será ainda maior [32].

Na Figura 2.7, apresenta-se um exemplo da diferença entre captação de radiação entre uma instalação com sistema de dois eixos e uma instalação sem sistema de seguimento, ao longo de um dia de Verão e um dia de Inverno, para uma localização com latitude de 50º. É possível constatar a diferença significativa entre os dois casos, quer para o dia de Verão, quer para o dia de Inverno [32].

Figura 2.7 – Diferenças na irradiância entre instalação com sistema de dois eixos e instalação na

horizontal, em dias sem nuvens, para um local com latitude de 50º (adaptado de [32]).

No entanto, os sistemas mecânicos de seguimento solar são mais complicados, mais caros e apresentam maiores custos de operação e manutenção. Estes sistemas também deverão resistir às grandes pressões do vento. Os sistemas de seguimento podem vir equipados com um sistema de controlo eléctrico, ou ser movido através de meios termo-hidráulicos. Se utilizamos um sistema de controlo eléctrico será necessária a sua alimentação, o que reduz a eficiência energética global do sistema. Os sistemas termo-hidráulicos são baseados no princípio de aquecimento de líquidos e nas diferenças resultantes de pressão. Caso o mecanismo deixe de funcionar, o sistema fotovoltaico pode ficar imobilizado numa posição desfavorável, o que conduz a uma diminuição considerável da radiação captada durante o período de imobilização [32].

2.2.2.7. Outros Efeitos

Existem outros factores que podem influenciar a produção FV de uma instalação. Quando por algum motivo alguns módulos de uma string ou série ficam encobertos, sombreamento, a corrente não varia mas a tensão fica reduzida em proporção ao número de módulos