Pedro Alexandre da Silva Costa Duarte
Interface de um Gerador Eólico de
Pequena Potência com a Rede Eléctrica
Pedro Alexandre da S. Costa Duarte
Inter
face de um Gerador Eólico de
P eq uena P o tência com a R ede Eléctr ica
Tese de Mestrado
Ciclo de Estudos Integrados Conducentes ao
Grau de Mestre em Engenharia Electrónica Industrial e Computadores
Trabalho efectuado sob a orientação do
Professor Doutor Júlio Manuel de Sousa Barreiros
Martins
Pedro Alexandre da Silva Costa Duarte
Interface de um Gerador Eólico de
Ao Professor Júlio Manuel de Sousa Barreiros Martins meu orientador nesta dissertação, pelo seu apoio, dedicação e disponibilidade demonstrada durante este trabalho.
Dedicado a
Resumo
O tema desta dissertação enquadra-se na área das energias renováveis, área onde o Departamento de Electrónica tem vindo a desenvolver esforços nos últimos anos. Num projecto de dissertação anterior foi construída por uma aluna do Mestrado Integrado em Engenharia. Electrónica Industrial e Computadores, uma bancada de testes visando o estudo de sistemas de energia eólicos de pequena potência. A bancada estava praticamente completa, faltando apenas implementar a ligação à rede eléctrica.
O principal objectivo desta dissertação visou o estudo e implementação de sistemas que permitam a ligação de aerogeradores de pequena potência à rede eléctrica, privilegiando a simplicidade e o baixo custo das soluções, tendo em vista a sua viabilidade económica.
Começou por fazer-se um estudo da problemática das energias renováveis em geral e em Portugal em particular, com ênfase na energia eólica e na microgeração. Fez-se também uma pesquisa de mercado tendo em vista conhecer o que já existe em termos de aerogeradores de pequena potência e respectiva electrónica de interface com a rede eléctrica.
Estudou-se em seguida algumas topologias/soluções alternativas para a ligação de pequenas unidades eólicas de pequena potência (alguns kW) à rede eléctrica. Algumas destas soluções foram projectadas e parcialmente implementadas e testadas.
Palavras-Chave: Energias Renováveis, Geradores Eólicos, Interface com a Rede Eléctrica
Interface de um Gerador Eólico de Pequena Potência com a Rede Eléctrica vi
Abstract
This dissertation’s theme is focused on renewable energies, an area in which the Electronic Department has been directing its’ efforts over the past years. In a previous dissertation project, a test stand was built by an Industrial Electronic Computer Engineering Master’s student, with the purpose of studying small powered wind energy systems. The stand was practically complete; the only thing missing was the connection to the electrical network. The main goal of this dissertation was to study the interface of small power aerogenerators with the electric network, emphasizing the simplicity and the low cost of the whole system, trying to make it economically viable.
A preliminary study was made around renewable energies global issues. Then, the Portuguese situation was also analyzed in more detail, with the emphasis on wind energy and microgeneration. A market research was also made to assess which types of small power aerogenerators are already available, including the electronics to interface with the electrical grid. Then, some alternative solutions to link small power wind units (a few kW) to the electric network were studied. Finally, some of these solutions were designed, partially implemented and tested.
Key Words: Renewable Energies; Wind Generators; Interfacing with the Electrical Network.
Índice
FIGURAS: ... X
CAPÍTULO 1 ... 14
1 INTRODUÇÃO ... 14
1.1 PROBLEMÁTICA DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS ... 14
1.1.1 Potência Eólica Instalada na União Europeia (e no mundo) ... 15
1.1.2 Energia Eólica em Portugal ... 18
1.1.3 Microgeração ... 19 1.1.4 Motivações do Trabalho ... 22 1.1.5 Objectivos do trabalho... 22 1.1.6 Organização da Dissertação ... 22 CAPÍTULO 2 ... 24 2 GERADORES EÓLICOS ... 24
2.1 CARACTERÍSTICAS E CONDICIONANTES GERAIS DOS GERADORES EÓLICOS ... 24
2.1.1 Microgeradores eólicos ... 30
2.1.2 Interfaces de Máquinas Geradoras com a Rede Eléctrica ... 36
Interfaces de microgeradores comerciais ... 40
CAPÍTULO 3 ... 41
3 ELECTRÓNICA DE INTERFACE... 41
3.1 CHOPPER CC/CC-PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO ... 41
Conversor Step - down (buck) ... 42
Conversor Buck -Boost ... 48
3.2 INVERSORES (CONVERSORES CC-CA) ... 50
3.2.1 Inversor em ponte completa (monofásico) ... 51
3.2.2 Inversor Push-Pull ... 52
3.2.3 Conexão diferencial de cargas ... 52
3.2.4 Inversor Flyback ... 53
3.2.5 Inversor Trifásico ... 54
3.2.6 Inversor em Z ... 55
3.3 CONTROLO DA TENSÃO DE SAÍDA DO INVERSOR ... 63
3.3.1 Controlo através da manipulação da tensão CC fornecida ao inversor (tensão de entrada do inversor) ... 63
3.3.2 Controlo através da manipulação da tensão alternada à saída do Inversor ... 63
3.3.3 Controlo de tensão no próprio inversor ... 63
3.4 MPPT(MAXIMUM POWER POINT TRACKING) ... 66
3.4.1 Funcionamento ... 66
3.4.2 Constituição do MPPT ... 68
3.5 CONTROLO DE IGBTS ... 69
CAPÍTULO 4 ... 70
4 SIMULAÇÕES ... 70
4.1 SIMULAÇÕES DE CIRCUITOS PARA INTERFACE ... 70
4.1.1 Simulação de interface tipo Push-Pull... 70
4.1.2 Conexão diferencial de cargas ... 81
4.1.3 Inversor em Z ... 86
4.1.4 Inversor monofásico em ponte completa ... 89
Obtenção de uma onda quadrada a partir de uma sinusoidal... 92
Rectificação ... 92
CAPÍTULO 5 ... 97
5.1 TESTE DE CIRCUITOS ... 97 CAPÍTULO 6 ... 104 6 CONCLUSÃO ... 104 7 BIBLIOGRAFIA ... 106 8 ANEXO A ... 110 9 ANEXO B ... 111 10 ANEXO C ... 112
Figuras:
Figura 1.1 – Comparação de custos de energias renováveis [1] ... 14
Figura 1.2 – Movimentação geral do ar na Terra [3] ... 15
Figura 1.3 – Potência eólica instalada a nível Europeu entre 2003-2005 [6] ... 16
Figura 1.4 – Potência eólica instalada a nível mundial, ano 2008 Fonte: GWEC ano 2010 [7] ... 16
Figura 1.5 – Potência eólica instalada a nível mundial em 2008 e 2009 (MW) [8] ... 17
Figura 1.6 – Potência eólica instalada na Ásia em 2008 e 2009 (MW) [8] ... 17
Figura 1.7– Potência eólica em Portugal ano 2007, distribuição e evolução anual [12] ... 18
Figura 1.8 – Microgeração em Portugal, tarifário; fonte: www.renovaveisnahora.pt ... 21
Figura 1.9 – Microgeração em Portugal, evolução de unidades; fonte: www.renovaveisnahora.pt ... 21
Figura 1.10 – Sustentabilidade de edifícios com produção eólica; (fonte: SW Energy ; Positive Energy Solutions) [13] ... 21
Figura 2.1 – Gerador Eólico ... 25
Figura 2.2 – Diagrama com componentes de um gerador eólico (fonte: Petrobras) ... 25
Figura 2.3 - Esquema de gerador Eólico (Fonte: Petrobras) ... 26
Figura 2.4 – Turbina de eixo vertical (à esquerda) e horizontal (à direita) [17] ... 26
Figura 2.5 – Turbina de eixo horizontal [18] ... 27
Figura 2.6 – Direcção do vento numa turbina de eixo horizontal ... 27
Figura 2.7 – Turbina de eixo vertical Darrieus [21] ... 28
Figura 2.8 – Parque eólico [24] ... 29
Figura 2.9 – Microaerogerador de eixo horizontal Air Breeze, Southwest Windpower. Fonte: Air Breeze. ... 31
Figura 2.10 – Microgerador Bergey BWC XL. 1kW, Fonte: Bergey ... 31
Figura 2.11 – Sistema microaerogerador, eixo horizontal, Fonte: SelfEnergy ... 32
Figura 2.12 – Microgerador eólico Biotrust, Potências entre os 3,5kW e os 7,5 kW (eixo vertical) [28] .. 32
Figura 2.13 – Microgerador de eixo vertical [29] ... 33
Figura 2.14 – Turbina eólica Turby (eixo vertical) [30] ... 33
Figura 2.15 – Aplicação doméstica de um aerogerador [32] ... 34
Figura 2.16 - Microgerador eólico em Portugal, Póvoa do Varzim (eixo horizontal) [28] ... 35
Figura 2.17 – Microgerador eólico, Setúbal 7,5kW (eixo vertical) [28] ... 36
Figura 2.18 – Ligação de gerador eólico, conexão directa, conexão por conversor de potência ... 37
Figura 2.19 – Formas de ligação de geradores eólicos assíncronos, conexão directa com controlo de torque , conexão CA-CA ... 38
Figura 2.20 – Ligação de gerador eólico assíncrono com rotor bobinado em conexão directa ... 38
Figura 2.21 – Ligação de geradores eólicos síncronos ... 39
Figura 2.22 – Ligação gerador eólico de íman permanente ... 39
Figura 2.23 – Gerador eólico com conexão directa (circuito de excitação) ... 40
Figura 3.2 – Forma de onda na resistência ... 41
Figura 3.3 – Esquema Step-down ... 42
Figura 3.4 – Gráfico de sinais do Step -down ... 43
Figura 3.5 – Circuito gerador de duty-cycle ... 43
Figura 3.6 – Conversor Step-Down, condução contínua [42] ... 45
Figura 3.7 – Step-Down, condução descontínua [42] ... 45
Figura 3.8 – Esquema de Step-Up ... 46
Figura 3.9 – Step-UP, condução contínua [42] ... 47
Figura 3.10 – Step-Up, condução descontínua [42] ... 48
Figura 3.11 Esquemático de Step-Up/Step Down Buck - Boost ... 48
Figura 3.12– Step up/step down, condução continua [42] ... 49
Figura 3.13 – Step up/step down, condução descontínua [42] ... 50
Figura 3.14 – Inversor em meia ponte ... 50
Figura 3.15 – Inversor em ponte completa ... 51
Figura 3.16 – Inversor Push-Pull ... 52
Figura 3.17 – Conexão diferencial de cargas (esquema genérico)... 52
Figura 3.18 – Inversor Flyback [45] ... 53
Figura 3.19 – Inversor Trifásico ... 54
Figura 3.20 – Inversor em Z ... 55
Figura 3.21 – Parte elevadora de tensão (conversor Z, parte inversora substituída por um IGBT) ... 56
Figura 3.22 – Sentido das correntes na etapa 1 do conversor Z ... 56
Figura 3.23 – Sentido das correntes na etapa 2 do conversor Z ... 57
Figura 3.25 – Formas de onda na indutância ... 58
Figura 3.26 – Parte elevadora de tensão, conversor Z ... 62
Figura 3.27 – Gráfico de tensões, conversor z ... 63
Figura 3.28 – Geração de sinais PWM sinusoidais [50] ... 65
Figura 3.29 – Sinais PWM sinusoidais trifásicos ... 65
Figura 3.30 – Gráfico da posição de MPPT ... 67
Figura 3.31 – Interface para controlo de IGBT em inversores ... 69
Figura 4.1 – Circuito Push-Pull genérico ... 70
Figura 4.2 – Simulação de Push-Pull , sem bloco de adiantamento de sinal, desligado da rede ... 71
Figura 4.3 – Amplificadores diferenciais ... 72
Figura 4.4 – Sinais PWM (imp1) aplicados a um dos primários do transformador, “ret1” sinal usado para comparação com a onda triangular (sinais em tensão) ... 72
Figura 4.5 – Resultado da simulação, Push-Pull sem sistema de adiantamento de sinal. (entrada, “sinal_rede”; saída, ”saída”; sinais em tensão) ... 73
Figura 4.6 – Push-Pull com superdíodos sem bloco de adianto de sinal, desligado da rede eléctrica ... 74
Figura 4.7 – Resultado da simulação Push-Pull com superdíodos, sem bobine no sinal de entrada (sinais em tensão; “sinal_rede” é a tensão da rede filtrada, “saída” é a tensão na saída do inversor) ... 74
Figura 4.9 – Diagrama de fasores relacionando o sinal de entrada e o da rede (no caso da bobine em série
com resistência) ... 75
Figura 4.10 – Diagrama do sistema de adiantamento de sinal ... 76
Figura 4.11 – Esquema da simulação de Push-Pull com bloco de adiantamento de sinal, desligado da rede ... 76
Figura 4.12 – Resultado da simulação de Push-Pull com bloco de adiantamento de sinal (“sinal_ rede” em tensão, “saída” em tensão) ... 77
Figura 4.13 - Bloco para adiantar o sinal (caixa verde) do esquema de simulação Push-Pull, com superdíodos ... 77
Figura 4.14 – Resultado da simulação, Push-Pull com superdíodos e bobine de avanço de sinal, sinais em tensão ... 78
Figura 4.15 – Esquemático da simulação da ligação do interface à rede eléctrica (Push-Pull) ... 79
Figura 4.16 – Resultado da simulação da ligação do aerogerador á rede (via interface), para uma tensão no aerogerador de 70V CC ... 79
Figura 4.17 – Resultado da simulação da ligação do aerogerador á rede (via interface), para uma tensão no aerogerador de 40V CC ... 80
Figura 4.18 – Resultado da simulação da ligação do aerogerador á rede (via interface) para uma tensão no aerogerador de 20 V CC ... 80
Figura 4.19 – Conexão diferencial de cargas com fontes comutadas (esquema genérico) ... 81
Figura 4.20 – Esquemático da simulação de fonte CC-CC modelada com fonte ideal, conexão diferencial de cargas. ... 82
Figura 4.21 – Resultado da simulação, fonte cc – cc com fonte ideal, conexão diferencial de cargas (tensão de saída, “t_saida” por da tensão da rede, “rede”). ... 83
Figura 4.22 – Esquemático da simulação de fonte comutada modelada em conexão diferencial e rede de avanço de sinal de entrada, desligada da rede eléctrica ... 84
Figura 4.23 – Gráfico de sinais do circuito Conexão Diferencial, interface desligado da rede (com circuito de compensação de atraso no entrada) ... 85
Figura 4.24 – Gráfico de sinais de Conexão diferencial, desligado da rede sem bloco de adiantamento de sinal de entrada ... 85
Figura 4.25 – Parte elevadora de tensão do conversor em Z ... 87
Figura 4.26 Relação de tensão de saída por tensão da rede eléctrica do inversor em Z desligado da rede eléctrica ... 88
Figura 4.27 - Inversor em Z ligado á rede de distribuição eléctrica ... 88
Figura 4.28 – Gráfico de corrente (CORRENTE_SAÍDA) e tensão (REDE) do inversor em Z ligado à rede eléctrica ... 89
Figura 4.29 – Diagrama geral do interface com inversor em ponte completa ... 90
Figura 4.30 – Esquema geral da ligação do interface, em ponte completa, entre o gerador e a rede eléctrica. ... 91
Figura 4.31 – Circuito de simulação da rede de distribuição eléctrica ... 91
Figura 4.32 – Aerogerador e circuito MPPT usado nas simulações ... 91
Figura 4.33 – Circuito filtro passa banda (passa baixo de 4 pólos seguido de filtro passa alto) ... 92
Figura 4.34 – Resultado da simulação do circuito com onda quadrada (positiva) na entrada e sinusoidal na saída ... 92
Figura 4.35 – Rectificadores ... 93
Figura 4.36– Resultado da simulação do circuito de rectificação (ret1 é a saída de um dos rectificador, ret2 é a saída do outro rectificador) ... 93
Figura 4.37 – Circuito para gerar dois pares de sinais PWM (para o inversor em ponte), um para o ciclo
positivo, o outro para o ciclo negativo ... 94
Figura 4.38 – Sinais PWM aplicados ao circuito inversor ... 94
Figura 4.39 – Resultado da simulação da ligação da interface à rede ... 95
Figura 4.40 – Circuito de obtenção de sinal da rede (“sinal da rede”) ... 96
Figura 5.1 – Filtro passa banda ... 97
Figura 5.2 Filtro, bloco passa baixo, montado ... 98
Figura 5.3 – Rectificadores de meia onda desfasados ... 98
Figura 5.4 Montagem do circuito rectificador ... 98
Figura 5.5 – Geração de sinais PWM ... 99
Figura 5.6 Montagem do circuito de geração de sinais PWM ... 99
Figura 5.7 – Forma de ligação dos sinais PWM à ponte inversora ... 100
Figura 5.8– Fontes CC independentes do circuito M57140-01 Fonte: Mitsubishi ... 100
Figura 5.9 – Circuito adaptador de tensões para interface de IGBT ... 101
Figura 5.10 Montagem de adaptador de tensões para IGBT ... 101
Figura 5.11 – Inclusão de um tempo morto no inicio do disparo dos IGBT (parte do circuito) ... 102
Figura 5.12 – Gerador de onda quadrada com desfasamento em relação á rede regulável ... 102
Figura 5.13 Montagem de gerador de onda quadrada com desfasamento em relação à rede regulável .... 103
Figura 8.1 – PM25RSB120 Fonte: Mitsubishi ... 110
Figura 8.2 – Circuito de interface para controlo de IGB ... 110
Figura 9.2– Tabela de inversores RD Magnum ... 111
CAPÍTULO 1
1 Introdução
1.1 Problemática das energias renováveis
Estudos relacionados com fontes de energia renovável ocupam actualmente um lugar de destaque, em virtude da escassez de combustíveis fósseis e de uma cada vez maior preocupação com as questões ambientais.
Os governos, apostam cada vez mais nas energias renováveis como forma de diminuir a emissão de poluentes e reduzir a sua dependência energética, implementando um conjunto de medidas (de natureza fiscal entre outras) que promovem a sua utilização. Estes incentivos têm feito com que um cada vez maior número de consumidores opte por sistemas de geração local. Estes sistemas de geração recorrem normalmente a geradores de pequena potência localizados perto das cargas.
Actualmente, os tipos de geradores mais comuns para utilização doméstica são os painéis fotovoltaicos e os microgeradores eólicos. Os painéis fotovoltaicos são dispositivos capazes de transformar a energia luminosa proveniente do Sol em energia eléctrica. A energia eólica é a energia dos ventos. Comparativamente com a energia solar, (ver figura 1.1) a energia eólica apresenta custos bastante reduzidos (considerando os investimentos na implementação de sistemas equivalentes, recorrendo à energia solar ou eólica).
Figura 1.1 – Comparação de custos de energias renováveis [1]
A principal origem dos ventos (massa de ar em movimento) é o diferente aquecimento da Terra, originado pelo Sol [2]. Este aquecimento diferenciado resulta dos diferentes ângulos com que a superfície da terra é atingida pelos raios solares (devido ao formato da Terra). Nas regiões equatoriais o ar fica menos denso e eleva-se, nos pólos o ar frio desce.
Figura 1.2 – Movimentação geral do ar na Terra [3]
Estas movimentações de ar, representadas na Figura 1.2, originam ventos ascendentes no equador, e que se dirigem para os pólos. A rotação da Terra, e a diferente temperatura entre a terra e o mar, interferem nestas massas de ar criando outros ventos.
Características locais, como o relevo e clima, interferem nas características do vento numa determinada região.
Desde a antiguidade que se aproveita a energia dos ventos para mover navios, moer cereais, etc. Na actualidade a energia eólica é principalmente utilizada na geração de energia eléctrica. Neste caso a energia do vento, por intermédio de uma turbina exposta ao vento, faz rodar o rotor de um gerador eléctrico.
1.1.1 Potência Eólica Instalada na União Europeia (e no mundo)
A Europa é, desde 1995, líder mundial na utilização de energia eólica, (na produção de energia eléctrica), sendo a União Europeia (U. E.) a responsável por 72% das instalações de energia eólica a nível mundial [4] [5] (ver Figura 1.4). O gráfico seguinte ilustra as potências instaladas na U. E. em 2003, 2004 e 2005
Figura 1.3 – Potência eólica instalada a nível Europeu entre 2003-2005 [6]
Pelo gráfico anterior verifica-se que a distribuição da potência instalada na União Europeia é muito irregular. Há países, que embora tenham boas condições em termos climatéricos, possuem uma ainda reduzida capacidade instalada. Estes países poderão futuramente aumentar bastante a sua potência instalada (a nível eólico).
Na Europa, durante o ano de 2008, entraram em funcionamento 20 unidades eólicas por dia (em média). Nesse ano, em termos de energia eléctrica, a energia eólica foi responsável por 4,2% (aproximadamente) da energia produzida na União Europeia [8] .
Observando as Figuras 1.4, 1.5, e 1.6 constata-se que fora da união Europeia, países como os Estados Unidos da América, também dispõem de uma impressionante capacidade eólica instalada (6752MW no final de 2004, no caso dos Estados Unidos da América).
Figura 1.5 – Potência eólica instalada a nível mundial em 2008 e 2009 (MW) [8]
Estima-se que no ano 2020 a energia eólica represente 12% do total da energia eléctrica a nível mundial. Uma implantação desta grandeza evitará a emissão de
10,771×106 t de CO2 para a atmosfera (European Wind Energy Agency, 2006c, 2006d).
1.1.2 Energia Eólica em Portugal
O primeiro parque eólico de Portugal foi construído em 1985 na ilha de Porto Santo, na Madeira [9] .
Em 2001 o decreto-lei nº312/2001 de 10 de Dezembro (ver Anexo D), estabeleceu a organização do Sistema Eléctrico Nacional (SEN) assente na coexistência de um Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP) e de um Sistema Eléctrico Independente (SEI) e no princípio da partilha dos benefícios que podem ser extraídos da exploração técnica conjunta dos dois sistemas. Este decreto originou um forte aumento da capacidade eólica instalada, que em 2005 passou de 500MW para 1000MW, ao instituir uma série de incentivos, nomeadamente com o estabelecimento de tarifários atractivos para o produtor independente.
Em 2005 Portugal dispunha já de parques eólicos distribuídos por todo o território nacional. Segundo o Portal das Energias Renováveis [10] Portugal dispunha nessa altura de 81 parques eólicos e 521 turbinas eólicas. Metade dos parques dispunha de potências entre 1 e 10 MW e 31% tinha potências entre 10 MW e 25 MW [10] [11].
Figura 1.7– Potência eólica em Portugal ano 2007, distribuição e evolução anual [12]
Portugal tem vindo a aumentar a sua potência eólica instalada desde 1985. Em 2007 a evolução mensal da potência instalada pode ser vista na Figura 1.7. Pela análise do gráfico, pode ver-se que nesse ano a potência total ligada foi aumentando ao longo de todo o ano (a potência ligada aumentou em média 33 MW por mês, aproximadamente).
Em 26 de Novembro de 2008 entrou em funcionamento o maior parque eólico de Portugal, situado no distrito de Viana do Castelo e dispondo de 240MW de potência instalada. Espera-se que no final de 2010 seja atingida uma potência eólica instalada de 3750MW.
1.1.3 Microgeração
A microgeração pode ser definida como a produção de energia eléctrica em instalações de pequena escala, através de fontes de energia renováveis. É produto da expansão das energias renováveis e de uma nova geração de consumidores que também são produtores de energia. A microgeração apresenta grandes vantagens, a nível económico, ambiental e tecnológico:
Aumenta a autonomia dos consumidores individuais e das comunidades locais; Reduz as perdas de energia na rede de distribuição eléctrica;
Torna o fornecimento de energia eléctrica mais fiável e resistente aos “apagões”.
Aumenta a independência energética dos Estados relativamente ao exterior; Evita alguns investimentos pesados a nível do reforço das infra-estruturas de
rede;
Cria novas oportunidade para a indústria de equipamento e componentes eléctricos;
É gerador de emprego e impulsionador de crescimento económico; Contribui para um melhor desempenho ambiental do sistema energético.
1.1.3.1 Microgeração em Portugal
Em Portugal, a legislação que define o acesso à potência eléctrica destinada à microgeração é ainda feita segundo um regime transitório [1] . Alguns dos documentos que enquadram este regime são os seguintes:
DECRETO-LEI n.º 363/2007 de 2 de Novembro
Estabelece o regime jurídico a aplicar na produção de electricidade por intermédio de unidades de microprodução.
Fixa as taxas a cobrar pelos serviços previstos no n.º 1 do artigo 23.º do Decreto-Lei nº363/2007, de 2 de Novembro, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de unidades de microprodução.
Nos termos desta Portaria o valor da taxa aplicável em 2009 é: a) Taxa de registo da instalação de microprodução: €256,30 b) Taxa de reinspecção: €153,80
Às taxas previstas acresce o IVA à taxa de 12% e 8%, respectivamente, no Continente e nas Regiões Autónomas, para instalações cujas fontes de energia sejam totalmente renováveis, ou à taxa normal, nos restantes casos.
No segundo trimestre de 2010 o regime para a microgeração deverá evoluir para uma nova fase, com novas regras.
A Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN), grande impulsionadora desta nova legislação, apresentou uma proposta onde constam os seguintes itens:
Unificação dos regimes legais; Simplificação;
Descentralização do licenciamento e da ligação à rede de baixa tensão; Fim da obrigatoriedade do auto-consumo;
Clarificação do processo de aplicação de tarifas.
A tecnologia dos microgeradores eólicos é uma tecnologia emergente e afirma-se cada vez mais como uma alternativa energética para os pequenos consumidores.
Um pequeno consumidor, como uma família pequena, tem 30% das suas necessidades asseguradas com um gerador de apenas 1 kW de potência. Se for investido 4000 € na implantação de um sistema deste tipo, a sua amortização será feita em sete anos.
Desenvolvimentos de carácter legislativo, relativo à venda de energia eléctrica através da rede, criaram um interesse acrescido na implementação destes sistemas (ligados à rede eléctrica). Os sistemas ligados à rede eléctrica são mais facilmente rentabilizados, por via da possibilidade da venda da energia excedentária.
Parte dos custos do consumo de energia da rede eléctrica, poderem ser pagos com a venda de energia eléctrica (ver figura 1.8 e 1.9).
Figura 1.8 – Microgeração em Portugal, tarifário; fonte: www.renovaveisnahora.pt
Figura 1.9 – Microgeração em Portugal, evolução de unidades; fonte: www.renovaveisnahora.pt
A microgeração, conforme pode ser visto na Figura1.10, pode ser utilizada de forma sustentada no fornecimento energético de edifícios.
Figura 1.10 – Sustentabilidade de edifícios com produção eólica; (fonte: SW Energy ; Positive Energy Solutions) [13]
As microeólicas apresentam-se também como uma forma descentralizada de injectar energia nas redes eléctricas.
Estes sistemas são rentáveis quer para injectar energia na rede, quer para alimentar cargas isoladas da rede eléctrica (consumidores existentes em zonas remotas, como montanhas, zonas agrícolas, etc.).
O cidadão comum, e também as pequenas empresas, ao recorrer à microprodução, têm a possibilidade de poder optar pela forma de energia que considerem mais adequada.
1.1.4 Motivações do Trabalho
A microgeração eólica é vista hoje em Portugal como um recurso energético de grande interesse. A Universidade do Minho tem vindo a efectuar um alargado conjunto de trabalhos relacionados com energias renováveis, e a energia eólica no âmbito desses trabalhos vem se afirmado como um dos pontos de grande interesse. Num trabalho anterior, uma dissertação de mestrado da Universidade do Minho (da autoria de Luciana Moreira), foi construída uma bancada de testes para geradores eólicos. Na sequência desse trabalho foi sentida a necessidade de dotar o referido sistema dos recursos necessários de forma a permitir a sua utilização (contribuição) no fornecimento energético para a rede de distribuição eléctrica.
1.1.5 Objectivos do trabalho
O objectivo geral desta dissertação é estudar interfaces entre microgeradores eólicos e a rede de distribuição eléctrica, tendo como requisito a procura de soluções com um custo reduzido.
Os objectivos específicos deste trabalho eram os seguintes:
Estudo de soluções de baixo custo para a interface de geradores eólicos com a rede eléctrica;
Construir um protótipo para interface do gerador eólico de pequena potência com a rede eléctrica.
Este último objectivo não foi cumprido na totalidade, tento apenas sido montadas e testadas partes do hardware do referido protótipo.
1.1.6 Organização da Dissertação
Esta dissertação encontra-se dividida em 5 capítulos. No capítulo 1 faz-se a introdução do tema da dissertação.
No capítulo 2 apresentam-se as diferentes topologias de unidades eólicas, identificam-se as diferentes formas de ligar geradores eólicos à rede eléctrica. É apresentada uma visão geral dos requisitos necessários para fazer a interface de conexão dos geradores com a rede. São ainda dados exemplos de microgeradores eólicos existentes no mercado.
No capítulo 3 descreve-se a electrónica de interface utilizada. Explica-se ainda a constituição e funcionamento de circuitos MPPT (ponto de máxima extracção de potência), inversores e interfaces de adaptação.
No capítulo 4 apresentam-se as simulações das interfaces de ligação referidas. No capítulo 5 apresenta-se os circuitos que foram construídos no âmbito desta dissertação e os resultados obtidos.
CAPÍTULO 2
2 Geradores Eólicos
2.1 Características e Condicionantes Gerais dos Geradores Eólicos
Embora os aerogeradores consigam transformar a energia do vento em energia eléctrica, não conseguem aproveitar a totalidade da massa de ar que os atravessa. A quantidade máxima de energia que a turbina eólica consegue transformar, em energia eléctrica, não pode ultrapassar o denominado limite de Betz [14] [15] .
ρ – Massa volúmica do ar nas condições á temperatura de 20 ºC e ao nível do mar
S – Área coberta pelas pás turbina em m²
v – Velocidade do vento em m/s P – Valor da potência transformada
ρ ≈ 1,25 kg/m3
Este limite é função da velocidade do vento ao cubo.
O limite de Betz indica que o rendimento máximo teórico de uma turbina eólica é
de 59% (Cp máximo = 0,59). Numa aplicação real o Cp é da ordem dos 0,3 a 0,4.
Os elementos necessários na transformação da energia do vento em energia eléctrica (adequada ao consumo) são:
- Uma turbina eólica. - Um gerador.
- Um equipamento de interface para promover a interligação à rede eléctrica (ou a cargas isoladas).
Estes elementos são (genericamente) ligados entre si conforme mostrado na Figura 2.1.
Figura 2.1 – Gerador Eólico
Figura 2.2 – Diagrama com componentes de um gerador eólico (fonte: Petrobras)
Os geradores eólicos de eixo horizontal (figuras 2.2 e 2.3), são compostos pelos seguintes elementos:
- Uma torre para elevar a turbina até ventos adequados ao seu funcionamento; - A nacele (ou nave) que guarda o sistema mecânico;
- Um veio para transmitir o movimento de rotação das pás ao gerador eléctrico; - As pás da turbina, responsáveis por absorver a energia cinética do vento; - Sistema de controlo da potência da turbina;
Figura 2.3 - Esquema de gerador Eólico (Fonte: Petrobras)
As turbinas mais vulgares têm três pás, no entanto uma turbina com duas pás poderia ter igual capacidade [16] . Numa turbina o importante é a área varrida pelas pás e não o número de pás.
Também existem turbinas com apenas uma pá.
A potência das turbinas é limitada pelo seu tamanho (maior potência implica maior área varrida pelas pás).
Existem turbinas de eixo horizontal e turbinas de eixo vertical (Figura 2.4).
Figura 2.4 – Turbina de eixo vertical (à esquerda) e horizontal (à direita) [17]
Os aerogeradores de eixo horizontal (Figura 2.5), caracterizam-se por disporem as pás das turbinas de forma a rodarem sobre um eixo horizontal. Estes aerogeradores são normalmente apoiados em colunas verticais.
Figura 2.5 – Turbina de eixo horizontal [18]
Figura 2.6 – Direcção do vento numa turbina de eixo horizontal
Nas eólicas de eixo horizontal, a turbina deve ser orientada de forma a que o seu eixo de rotação fique alinhado na direcção do vento. O sentido do vento tanto pode ser o indicado na Figura 2.6 (Upwind) como o sentido contrário (Downwind) [19]. Os sistemas Downwind têm uma menor implantação nas grandes eólicas por motivo de possuírem uma menor durabilidade.
Os geradores de eixo horizontal são mais complexos do ponto de vista mecânico do que os de eixo vertical, no entanto devido a funcionarem a uma rotação mais elevada possibilitam a utilização de alternadores de custos mais reduzidos (menos pólos). Os
sistemas de multiplicação de velocidade têm custos elevados e implicam perda de rendimento [20].
Os aerogeradores de eixo vertical (Figura 2.7) caracterizam-se por disporem as pás das turbinas de forma a rodarem sobre um eixo vertical. O eixo de rotação destas turbinas é perpendicular ao solo e perpendicular à direcção do vento. Estas turbinas não necessitam de mecanismos para promover a orientação da turbina na direcção do vento. Também têm a vantagem de os seus componentes poderem ser montados ao nível do solo. Esta turbina apresenta no entanto o problema de não ter arranque automático, e a desvantagem de implicar uma manutenção mais complicada (substituir o rolamento principal implica, desmontar toda a turbina).
Figura 2.7 – Turbina de eixo vertical Darrieus [21]
A maior parte das turbinas existentes hoje em dia são de eixo horizontal e com três pás.
As potências típicas das turbinas eólicas de eixo horizontal de ligação à rede situam-se numa gama entre 50 KW e 800 kW. A nova geração situa-se normalmente nas gamas de potência entre 1000 KW e 5000 kW. Tem havido esforços para encontrar uma dimensão/potência óptimas para os geradores eólicos. Os resultados são ainda pontos de grande controvérsia, sendo prematuro afirmar que foi encontrado o melhor compromisso do ponto de vista económico [22] [23].
Os aerogeradores para ligação à rede funcionam normalmente em grupos denominados “parques eólicos” (Figura 2.8). As dimensões destes parques variam desde os 0,1 MW a dezenas de MW e podem ser ligados à rede em níveis de tensão média (MT), alta tensão (AT) ou muito alta tensão (MAT).
Figura 2.8 – Parque eólico [24]
Os aerogeradores podem ser de velocidade variável ou de velocidade fixa.
Quando os ventos são demasiado fortes, as turbinas necessitam de sistemas de controlo de potência de forma a libertar o excesso de energia e evitar danos nas turbinas. Independentemente das turbinas utilizadas, todas necessitam deste tipo de controlo [25]. Utilizam o sistema stall, ou reguladores do tipo pitch (controlo de passo).
A quantidade de energia das turbinas tipo stall (stall passivo ou activo) é regulada de forma natural através das características aerodinâmicas das pás.
No caso do controlo de perda (stall) passivo as turbinas têm as pás num ângulo fixo em relação ao rotor. A geometria, do perfil das pás do rotor, foi projectada aerodinamicamente para que, no momento em que a velocidade do vento se torne demasiado elevada, seja criada turbulência e a pás entrem em perda. Sem sustentação o binário (que a turbina aplica ao gerador) não pode aumentar. Este sistema tem a vantagem de não ter partes móveis e por consequência menor complexidade a nível do seu sistema de controlo. Necessitam contudo de um sistema de travagem para parar o rotor.
No caso do stall activo (sistema que costuma ser utilizado em turbinas com potências superiores a 1MW), quando as máquinas atingem a potência especificada, nomeadamente se o gerador estiver próximo da sobrecarga, o controlador altera o
ângulo de ataque das pás da turbina, de modo a forçar a perda aerodinâmica. Desta forma é libertado o excesso de energia do vento. Este sistema tem uma melhor precisão na regulação da potência, (em relação ao sistema passivo) em situações de rajadas de vento.
Os aerogeradores com reguladores pitch também são constituídos por pás em que o ângulo de inclinação também é regulável (à semelhança do stall activo). O controlo de passo (das pás da turbina) possibilita regular a quantidade de energia que chega ao veio de transmissão (veio de ligação da turbina ao gerador). O controlo é realizado por um sistema que mede a potência da turbina e actua nas pás de modo a aumentar ou diminuir a sustentação aerodinâmica. As pás do gerador têm de ter a capacidade de rodar ao longo do seu eixo longitudinal durante o seu funcionamento normal.
Também é possível utilizar elerons (flaps) como as asas dos aviões para modificar a geometria da hélice (da turbina) e assim controlar a potência.
Uma técnica, que já pouco se utiliza, é o desvio do rotor de forma a criar um erro de azimute, em relação ao vento. Esta técnica só é utilizada por pequenas turbinas (cerca de 1kW). Isto deve-se á fadiga que provoca na estrutura.
Actualmente os reguladores de velocidade do tipo stall são usados em em 2/3 destas máquinas, e os reguladores pitch nos restantes 1/3.
Os aerogeradores mais utilizados (tipicamente aerogeradores de eixo horizontal, de três pás) utilizam geradores assíncronos. A maior desvantagem dos geradores assíncronos reside no facto de precisarem absorver energia reactiva da rede. Esta dependência da rede implica problemas de controlo de tensão e frequência [26].
Os geradores síncronos têm capacidade de controlar, através da excitação, a tensão e a potência gerada. O mesmo é impossível nos geradores assíncronos.
2.1.1 Microgeradores eólicos
Tal como sucede para as grandes eólicas, existem microgeradores eólicos de eixo horizontal e de eixo vertical. Na actualidade os microgeradores de eixo horizontal são os que mais frequentemente se encontram no mercado. Variam, principalmente, no tamanho e desenho das pás. As microeólicas de eixo horizontal, alinham-se com a direcção do vento através de uma “barbatana” (tipo aleta, Figura 2.9) colocada na extremidade da nacele [27].
Figura 2.9 – Microaerogerador de eixo horizontal Air Breeze, Southwest Windpower. Fonte: Air Breeze.
A aleta (Figura 2.10) é colocada de maneira a que as forças aerodinâmicas, criadas com a passagem do vento, encontrem o ponto de equilíbrio quando o eixo da turbina se encontra alinhado na direcção do vento.
Figura 2.10 – Microgerador Bergey BWC XL. 1kW, Fonte: Bergey
Na Figura 2.11 é apresentado um exemplo de uma microeólica disponível no mercado, são apresentadas as suas especificações e características.
Figura 2.11 – Sistema microaerogerador, eixo horizontal, Fonte:SelfEnergy
2.1 Sistema microgerador, Fonte: SelfEnergy
MyWind 3,7kW
Kit microeólico de 3,7 kW de potência
Aerogerador Siliken
Velocidade do vento ideal para funcionamento: 11,5 m/s Velocidade mínima do vento para funcionamento: 3,3 m/s Número de pás: 3
Diâmetro das pás: 3,5 m Pás em fibra de vidro reforçado Altura da torre espiada 10 a 15 m
Inversor 3800
Cabo eléctrico Seccionador Disjuntor diferencial
Contador (SL 7000 SMART)+ modulo GSM
As turbinas de eixo vertical (Figuras 2.12 e 2.13) podem, em média, produzir mais 50% de energia eléctrica por ano, quando comparadas com as microgeradores convencionais, com a mesma superfície varrida. Podem gerar energia com velocidades do vento inferiores as necessárias nos outros tipos de microturbinas (tão baixas como 1,5m/s). Também conseguem gerar energia com ventos de alta velocidade, ate 130km/h.
Estas turbinas mostram-se mais adequadas na protecção da vida selvagem, nomeadamente nos acidentes com aves. As turbinas Turby (figura 2.14) são concebidas para a utilização em meios urbanos, mais concretamente no topo dos edifícios, para
aproveitar os ventos ascendentes. Estas turbinas (de eixo vertical) têm uma potência
de 2,5kW a 14m/s, e têm 2 metros de diâmetro.
Figura 2.13 – Microgerador de eixo vertical [29]
Em seguida apresentam-se exemplos de fabricantes e modelos de diversas microeólicas.
2.2 Exemplo de modelos e características de microeólicas [31]
As potências destes geradores variam entre alguns watts a algumas dezenas de Quilowatts. São utilizados para consumo doméstico (exemplo Figura 25), em pequenas empresas e em microparques eólicos. Podem, não estar ligadas directamente à rede eléctrica.
As microeólicas têm uma constituição mais simples do que as grandes eólicas. Estes aerogeradores não dispõem de caixa de velocidades, nem sistema de medição da velocidade do vento.
A seguir são dados exemplo de alguns microgeradores da empresa Biotrust, e o seu preço:
Biotrust Eco Energy
650 Watts ... 699 € c/ I.V.A. 1 kWatts ... 1.150 € c/I.V.A. 2 kWatts ... 1.990 € c/I.V.A. 3 kWatts ... 3.250 € c/I.V.A.
Figura 2.16 - Microgerador eólico em Portugal, Póvoa do Varzim (eixo horizontal) [28]
Em Portugal existem em funcionamento microgeradores eólicos de eixo horizontal (Figura 2.17) e de eixo vertical (Figura 2.18). No entanto os mais vulgares são os microgeradores de eixo horizontal [28] .
Figura 2.17 – Microgerador eólico, Setúbal 7,5kW (eixo vertical) [28]
2.1.2 Interfaces de Máquinas Geradoras com a Rede Eléctrica
Para se ligar um gerador eléctrico à rede eléctrica tem que existir um sistema que garanta a compatibilidade da energia gerada com as características eléctricas da rede eléctrica.
2.1.2.1 Máquina assíncrona de rotor em gaiola
A máquina assíncrona, de rotor em gaiola, é uma máquina de indução (Figura 2.18) que funciona como gerador nas situações em que a velocidade angular, do rotor, é superior à do campo girante. Isto implica escorregamentos negativos [33] [34] [35].
A máquina funciona entre o escorregamento nulo, e o escorregamento correspondente à máxima intensidade de corrente do estator.
Esta máquina absorve sempre potência reactiva da rede. Dessa forma necessário compensar o factor de potência (ex. colocação baterias de condensadores). Esta dependência prende-se com a necessidade de criar um campo magnético no estator. Esse campo é imprescindível, nestes geradores, para a conversão da energia mecânica em energia eléctrica. A conexão directa (exemplo, figura 2.18 (a),) tem a vantagem de ter uma instalação e manutenção simples e barata. No entanto esta configuração tem a desvantagem de ter um desempenho muito dependente dos seus subsistemas mecânicos.
Qualquer perturbação nas características do vento é reflectida na potência de saída. Esta configuração tem uma menor durabilidade (em relação à ligação indirecta) devido ao maior stress que esta configuração apresenta. Alem disso não é possível garantir a operação no ponto de máxima extracção de potência (MPP).
A conexão indirecta (Figura 2.18 (b)) apresenta menores esforços mecânicos e melhor qualidade de energia eléctrica (em relação à conexão directa). Esta configuração pode ser ajustada de forma a maximizar a produção de energia (pode ser ajustada de forma a operar no ponto MPP). A conexão com conversor de potência apresenta contudo uma maior complexidade e um consequente maior custo.
Figura 2.18 – Ligação de gerador eólico, conexão directa, conexão por conversor de potência
A máquina assíncrona duplamente alimentada (rotor bobinado, Figuras 2.19 (a) e 2.20) utiliza, se necessário, a possibilidade de variar a resistência do rotor para alterar a sua velocidade [36]. Se em vez de uma resistência ligarmos ao rotor um conversor CA-CC-CA pode-se extrair potência do rotor. Isto faz diminuir a velocidade da máquina.
A potência extraída pelo rotor é controlada de forma a optimizar a velocidade específica da turbina. O método permite maximizar o coeficiente de potência da máquina. Este método de controlo de velocidade permite que a máquina possa funcionar como gerador para escorregamentos positivos (se fornecermos potência activa ao rotor garantimos escorregamentos positivos).
A configuração com conexão CA-CA (Figura 2.19 (b)) permite a utilização de geradores de indução com rotor em gaiola que são geradores robustos e fiáveis. Nesta configuração toda a potência flui pelo conversor electrónico o que implica um conversor de maior potência. Para anular a potência reactiva poderá ser necessário utilizar bancos de condensadores. Esta configuração, tem uma conexão indirecta, e apresenta por isso todas as características referidas para este tipo de configuração.
Figura 2.19 – Formas de ligação de geradores eólicos assíncronos, conexão directa com controlo de torque ,
conexão CA-CA
A configuração da Figura 2.20 permite o controlo da frequência e da forma de onda aplicada ao rotor. Simultaneamente permite o controlo da intensidade de corrente no rotor (através do conversor CC/CA ligado ao rotor da máquina de indução). O conversor CC/CA ligado ao transformador elevador permite regular a tensão contínua presente aos terminais do outro bloco CC/CA (os dois blocos funcionam como um único conversor do tipo CA/CA). A frequência da onda de corrente alternada é igual à frequência da rede eléctrica, o controlo de fase impõem o factor de potência.
Figura 2.20 – Ligação de gerador eólico assíncrono com rotor bobinado em conexão directa
2.1.2.2 Geradores síncronos
Os geradores da Figura 2.21 têm uma conexão indirecta com a rede, apresentando por isso todas as características inerentes a esse tipo de conexão. Alem dessas características têm um rendimento elevado, permitem ajustar o factor de potência e podem ser construídas com um grande número de pólos. Infelizmente estas configurações implicam que toda a potência entregue à rede tenha que passar por um conversor electrónico.
Estes sistemas permitem aos geradores funcionar num ponto que se denominou “Maximum Power Point ”.
Os aerogeradores com geradores de velocidade variável podem funcionar numa alargada gama de velocidades [36]. O funcionamento a velocidade variável, implica uma amplitude e uma frequência (das tensões geradas) dependentes da velocidade de rotação do gerador. É pelo motivo referido que para ligar estes sistemas à rede de distribuição eléctrica é necessária a utilização de um conversor de potência. Este conversor compatibiliza as características eléctricas do gerador às da rede eléctrica.
Figura 2.21 – Ligação de geradores eólicos síncronos
As configurações da Figura 2.22 possuem conexão indirecta com a rede apresentando assim as suas características. Os geradores com rotor de ímanes permanentes (Figura 2.22) permitem uma construção mais compacta. A sua ligação à rede eléctrica é feita através de um conversor electrónico. Este conversor adapta a frequência e amplitude da tensão gerada às da rede.
Figura 2.22 – Ligação gerador eólico de íman permanente
Com a configuração da Figura 2.23 é possível controlar directamente o factor de potência da máquina, ajustando a corrente de excitação.
A configuração da Figura 2.23, apresenta uma configuração em conexão directa, como tal apresenta as vantagens e os inconvenientes já referidos para este tipo de conexão.
Figura 2.23 – Gerador eólico com conexão directa (circuito de excitação)
2.1.2.3 Modos de operação dos geradores
Os geradores podem ser ligados de forma a operar de três maneiras distintas [37] [38]: exportação, importação e carga fixa.
No caso de exportação, a potência que o gerador injecta na rede é constante. Isto provoca na rede um alívio de carga.
Quando o gerador opera no modo de importação, a rede fornece uma potência constante a uma carga. O gerador varia a potência de maneira a que a potência injectada seja a diferença entre a potência que a carga absorve e a que a rede fornece. A rede vê a carga como fixa e menor do que a original. O gerador vê a carga como variável.
Operando como carga fixa, a potência que o gerador fornece é totalmente absorvida por uma carga ligada a ele, sem que nenhum excedente circule pela rede. Para a rede será o equivalente a uma redução fixa de carga.
Interfaces de microgeradores comerciais
Actualmente a maioria dos sistemas de interface, comercialmente disponíveis (para microgeradores) destina-se a funcionar em ilha (como sistemas isolados da rede eléctrica). Contudo são desenhados para ter características eléctricas, tanto quanto possível, compatíveis com as da rede eléctrica.
A título de exemplo, apresenta-se no Anexo B as características dos equipamentos para interface de microgeradores da Magnum.
CAPÍTULO 3
3 Electrónica de Interface
3.1 Chopper CC/CC - Princípio de Funcionamento
Um chopper CC-CC tem como constituição básica um interruptor electrónico que é ligado em serie entre uma fonte CC e uma carga (Figura 3.1). O interruptor pode ser um IGBT, GTO, MOSFET ou TBJ [39]. A Figura 3.2 mostra a forma de onda de tensão na resistência.
Figura 3.1 – Princípio de funcionamento do chopper CC-CC
Se considerarmos os componentes ideais, as perdas de potência no chopper são zero. Isto implica que a potência de saída é igual á de potência de entrada.
Vi – Tensão de entrada
Ii – Corrente média de entrada
Vo – Tensão média de saída
Io – Corrente média de saída
T – Periodo
As equações que se seguem descrevem o funcionamento do referido chopper.
Se o interruptor do chopper estiver a ligar e a desligar, periodicamente, então a
tensão média de Vo (saída) é:
onde D se designa por “ciclo de trabalho” (ou duty-cycle). A frequência em que o interruptor liga e desliga é:
Numa montagem deste tipo é possível controlar a tensão média de saída desde zero
até Vi. [40] [41]
R- Resistência de saída
O valor eficaz da tensão é:
Conversor Step - down (buck)
Incluindo uma indutância L e um díodo no esquema elementar da Figura 3.1, obtemos o Chopper Step Down da Figura 3.3 (o transístor faz a função de interruptor). O condensador foi utilizado para filtrar a tensão de saída.
Estes componentes extra foram acrescentados para eliminar as pulsações de corrente.
Quando o transístor (interruptor electrónico) é ligado o díodo fica desligado. A corrente na bobine sobe de forma exponencial.
Quando o transístor é desligado a corrente vem da bobine e começa a diminuir até se anular (circula pelo díodo). Isto provoca uma polaridade invertida na bobine.
A finalidade do díodo é fornecer um caminho para a corrente da bobine quando o interruptor é desligado. Durante o tempo em que o interruptor electrónico está desligado a energia armazenada na indutância é entregue à carga.
Se a frequência de comutação for alta, uma indutância pequena é suficiente para reduzir a ondulação a um nível aceitável (Figura 3.4).
Figura 3.4 – Gráfico de sinais do Step -down
A tensão de saída é menor do que a tensão de entrada (alimentação).
O duty-cycle desta montagem é controlado pelo comparador do esquema da Figura 3.5. Este elemento compara uma onda triangular com uma tensão contínua de referência.
Quando a onda triangular apresenta uma tensão superior à de referência o comparador apresenta uma tensão positiva. Quando a onda triangular apresenta uma tensão inferior à de referência, o comparador apresenta uma tensão negativa (ou zero, dependendo da alimentação). Variando a tensão de referência, varia-se o duty-cycle. O transístor da Figura 3.3 funciona como chave, controlado pelos sinais PWM (Pulse
Width Modulation) – os transístores funcionam entre o corte e a saturação, gerando uma
forma de onda por modelação de largura de impulso.
Este conversor pode funcionar no modo de condução contínua ou no modo de condução descontínua.
As equações que se seguem descrevem o funcionamento do circuito Step-Down (Figura 3.3) no modo de condução contínua.
Imin – corrente mínima na bobine
Toff – Tempo interruptor desligado
T – Período
Vo – Tensão de saída
Imax – Corrente máxima na bobine
Ipp – Corrente de ondulação de pico
Io– corrente de saída
IL – corrente na bobine
Figura 3.6 – Conversor Step-Down, condução contínua [42]
No caso da condução descontínua utilizam-se as equações que se seguem (circuito Step
Down).
I min = 0
Conversor Step - Up (boost)
Figura 3.8 – Esquema de Step-Up
Este chopper, Figura 3.8, tem uma tensão de saída que pode variar desde a tensão de alimentação até varias vezes esse valor.
Neste circuito a bobine provoca uma corrente linear na entrada.
Se a frequência de comutação for elevada a oscilação da corrente na bobine é pequena.
Quando o transístor passa para o estado ligado a bobine fica ligada à fonte de alimentação. Nesta condição a corrente na bobine sobe linearmente armazenando energia no seu campo magnético. Quando o transístor vai ao corte a energia armazenada na bobine é transferida para o condensador através do díodo. A tensão na bobine muda de polaridade e é somada à fonte de tensão. Quando o transístor for novamente ligado o díodo vai ao corte, o condensador fornece energia à carga, o ciclo repete-se.
O duty-cycle do Step-Up (boost) pode ser gerado por um circuito como o da Figura 3.5.
Este conversor pode funcionar no modo de condução contínua ou no modo de condução descontínua.
As equações que se seguem descrevem o funcionamento do circuito Step-Up no modo de condução contínua.
D – ciclo de trabalho
Io – corrente de saída
Ii – corrente de entrada
Vo – Tensão de saída
Vi – Tensão de entrada
Ton – Tempo de interruptor ligado
Toff – Tempo de interruptor desligado
L – Valor mínimo da indutância para garantir funcionamento em condução
continua.
Figura 3.9 – Step-UP, condução contínua [42]
As equações que se seguem descrevem o funcionamento do circuito Step-Up no modo de condução descontínua.
Figura 3.10 – Step-Up, condução descontínua [42]
Conversor Buck -Boost
Figura 3.11 Esquemático de Step-Up/Step Down Buck - Boost
O circuito Buck –Boost, Figura 3.11, pode apresentar na sua saída uma tensão superior, inferior ou igual à tensão de entrada, dependendo da regulação do duty-cycle .
Este chopper combina os conceitos dos choppers Buck e Boost.
Quando o transístor (interruptor) está ligado o díodo está inversamente polarizado (está ao corte) e tem uma corrente nula. A tensão na bobine é igual á tensão de entrada
(vi), a corrente na bobine aumenta linearmente. Quando o transístor vai ao corte
(interruptor desliga) a tensão de entrada é desligada da bobine. A corrente na bobine não poder variar instantaneamente. A sua polaridade inverte e o díodo fica directamente polarizado. A tensão de saída fica igual à da bobine.
A regulação do duty- cycle deste circuito é feita de forma semelhante à descrita para os circuitos step up e step down (Figura 3.5).
As equações seguintes descrevem o funcionamento do circuito Step -Up/Step Down
L – valor mínimo da indutância para garantir condução continua
Figura 3.12– Step up/step down, condução continua [42]
Quando o circuito Step-Up/Step Down Buck–Boost opera modo de condução descontínua é descrito matematicamente pelas equações que se seguem.
Figura 3.13 – Step up/step down, condução descontínua [42]
3.2 Inversores (conversores CC-CA)
Os inversores são equipamentos que geram tensões alternadas a partir de fontes de alimentação em tensão contínua.
Os inversores podem ser monofásicos ou trifásicos e podem ser construídos de diversas formas.
Inversor em meia ponte
Figura 3.14 – Inversor em meia ponte
O inversor da Figura 3.14 é um inversor monofásico em meia ponte.
A série de condensadores divide a tensão Vd para metade. Esta tensão (metade da
tensão Vd) passará a ser a tensão de referência do inversor.
Quando o interruptor superior da Figura 3.14 esta ligado e o interruptor inferior esta
desligado, a tensão na saída do inversor (vo) apresenta uma tensão positiva.
Quando o interruptor superior da Figura 3.14 está desligado e o interruptor inferior
A comutação cíclica dos interruptores, nas condições referidas, (nos dois parágrafos
anteriores) produz uma tensão alternada na saída vo.
3.2.1 Inversor em ponte completa (monofásico)
Figura 3.15 – Inversor em ponte completa
Os interruptores em diagonal do circuito da Figura 3.15 comutam aos pares, do estado ligado para o estado desligado (ver tabela 1). Quando os interruptores S1 e S4 estão ligados os interruptores S2 e S3 estão desligados. Quando S1 e S4 comutam para desligado, os interruptores S2 e S3 comutam para o estado ligado [43].
Desta forma a fonte Vd fica alternadamente ligada à carga com polaridades opostas.
Para evitar um curto-circuito, quando um pare de interruptores comuta do estado ligado para o desligado, o outro pare de interruptores deve permanecer no estado desligado durante um curto intervalo de tempo. Este intervalo de tempo deve garantir o desligamento do primeiro par de interruptores, antes da ligação do segundo par de interruptores.
3.1 sequência de comutação
Estado S1 S2 S3 S4 Tensão
saída 1 LIG. DES. DES. LIG. +E
2 DES. LIG. LIG. DES. -E
3 LIG. DES. DES. LIG. +E
4 DES. LIG. LIG. DES. -E
3.2.2 Inversor Push-Pull
Figura 3.16 – Inversor Push-Pull
A Figura 3.16 apresenta o esquemático de um inversor Push-Pull.
O interruptor T1 controla um dos méis ciclos da onda de saída, o interruptor T2, controla o outro meio ciclo da onda de saída. Os interruptores T1, T2 ligam e desligam alternadamente.
Quando T1 liga a corrente passa por um dos enrolamentos do primário do transformador (circula pelo ponto central do transformador num determinado sentido). Quando T2 liga a corrente passa pelo outro enrolamento do primário do transformador (circula pelo ponto central do transformador no sentido contrário ao percorrido quando T1 liga) [44].
Isto gera uma tensão alternada no secundário do transformador.
3.2.3 Conexão diferencial de cargas
Se a uma onda, apenas positiva, subtrairmos uma tensão CC de amplitude igual à sua componente contínua (Figura 3.17) obtemos uma onda alternada.
Uma onda apenas positiva, pode ser obtida aplicando sinais (de controle) pwm sinusoidais positivos a um chopper (neste caso o chopper apresenta uma tensão de saída oscilante positiva).
A subtracção pode ser feita no primário de um transformador (ou numa carga, Figura 3.17). O primário do transformador é ligado entre uma fonte CC e a saída do
chopper (a tensão da fonte CC deve ser igual a metade da amplitude da onda aos
terminais do chopper referido).
3.2.4 Inversor Flyback
Figura 3.18 – Inversor Flyback [45]
O funcionamento do circuito da Figura 3.18 pode ser dividido em cinco partes [45] .
Parte 1
Refere-se à transição entre o semiciclo positivo e semiciclo negativo. Os interruptores S3 e S4 estão abertos e neste momento é feita a comutação dos interruptores S1 e S3.Nesta parte é o condensador C4 que alimenta a carga.
Parte 2
A parte 2 tem início quando os interruptores S1 e S2 são ligados e termina quando os mesmos são desligados. O interruptor S3 também está ligado.
Parte 3
Tem o seu início quando os interruptores S1 e S2 desligam (D1 e D2 estão directamente polarizados). O interruptor S3 continua ligado.
Parte 4
A parte 4 tem o seu inicio com a ligação dos interruptores S1 e S2, o seu fim acontece quando os mesmos interruptores desligam. O interruptor S4 é mantido ligado.
Parte 5
Tem início com a abertura dos interruptores S1 e S2 (os díodos D2 e D4 estão directamente polarizados). O interruptor S4 é mantido ligado.
3.2.5 Inversor Trifásico
Figura 3.19 – Inversor Trifásico
Este inversor, Figura 3.19, é controlado de maneira a que cada interruptor conduza apenas por um período de 120º. Esta forma de controlo implica que apenas dois interruptores possam estar a conduzir num dado momento. Um desses interruptores pertence ao grupo ligado ao pólo positivo, o outro interruptor pertence ao grupo ligado ao pólo negativo [46].
Existem seis intervalos em cada ciclo da forma de onda. Os interruptores comutam do estado ligado para o estado de desligado em intervalos de 60º.
A velocidade de comutação dos interruptores determina a frequência da tensão de saída [47].
De forma a impedir curto-circuitos nos interruptores, há um intervalo de 60º entre o fim de condução de um interruptor e inicio de condução do interruptor no mesmo caminho (intervalo de 60º entre S1 e S4).
3.2 Combinações das comutações dos interruptores Intervalo S1 S2 S3 S4 S5 S6 U A-N U B-N U C-N
0º a 60º LIG. DESL. DESL. DESL. DESL. LIG.
+ Vd/2 - Vd/2 0 60º a
120º LIG. LIG. DESL. DESL. DESL. DESL.
+ Vd/2 0 - Vd/2 120º a
180º DESL. LIG. LIG. DESL. DESL. DESL. 0
+ Vd/2
- Vd/2
180º a
240º DESL. DESL. LIG. LIG. DESL. DESL.
- Vd/2 + Vd/2 0 240º a
300º DESL. DESL. DESL. LIG. LIG. DESL.
- Vd/2 0 + Vd/2 300º a
360 DESL. DESL. DESL. DESL. LIG. LIG. 0
- Vd/2 + Vd/2 . 3.2.6 Inversor em Z Figura 3.20 – Inversor em Z
A configuração em Z, (Figura 3.20) permite efectuar a função de inversão e elevação de tensão na mesma estrutura. Esta estrutura dispensa a utilização de um estágio intermédio para a elevação de tensão.
A característica elevadora de tensão do, inversor em Z, é devida à combinação de condensadores e indutâncias que funcionam como uma única impedância (ligada entre a fonte e a entrada do inversor).
O estudo das etapas características da parte elevadora de tensão, é igual ao estudo das etapas do inversor Z propriamente dito. Por este motivo, e por uma questão de maior clareza, nesta fase, é analisada apenas a característica elevadora de tensão (Figura 3.21).
Figura 3.21 – Parte elevadora de tensão (conversor Z, parte inversora substituída por um IGBT)
O conversor Z (CC-CC) tem dois modos de funcionamento, o modo de funcionamento contínuo e o modo de funcionamento descontínuo [48] [49].
3.2.6.1 Modo contínuo
O funcionamento no modo contínuo pode ser dividido em duas etapas, a etapa 1 (Figura 3.22) e a etapa 2 (figura 3.23).
Etapa 1:
No instante inicial (t0) o interruptor (IGBT) começa a conduzir, a tensão nos condensadores (C1 e C2) começa a diminuir. As correntes sobre as bobines L1 e L2 aumentam. O díodo está ao corte e permanece neste estado ate ao fim desta etapa.
Etapa 2:
No instante inicial desta etapa, o interruptor (IGBT) vai ao corte. Neste instante o díodo entra em condução. Os condensadores começam a aumentar a sua tensão. As correntes sobre as bobines L1 e L2 começam a diminuir. Nesta etapa é transferida potência da fonte para o circuito.
Figura 3.23 – Sentido das correntes na etapa 2 do conversor Z
Característica de transferência estática
A característica de transferência estática (ideal) pode ser obtida através do balanço energético do indutor.
Neste cálculo considerou-se a tensão nos condensadores constante, facto que permite simplificar os cálculos sem significativa perda de precisão.
UL – Tensão media na indutância num período T – Período
T0 – período crescente (da corrente nas indutâncias L) T1 – período decrescente (da corrente nas indutâncias L)
Vint – tensão de entrada
